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Bogotá D.C., noviembre 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
Al 3T 10 Al 3T 09 Var % F 09 Ingresos operacionales (cop Mm) 412,117 407,441 1.1 545,246 Utilidad operacional (cop Mm) 245,551 252,985 -2.9 331,073 Utilidad neta (cop Mm) 289,389 365,504 -20.8 247,663 EBITDA UDM (cop Mm) 416,218 431,746 -3.6 426,242
Volumen transportado (Mmpcd) 420 386 8.8 396 Capacidad contratada en firme (Mmpcd) 553 423 31 415 Calificación crediticia
S&P (Jun 10): BB; estable
Fitch (Feb 10): BB; negativo
El 16 de septiembre TGI declaró oficialmente la nueva capacidad de transporte del gasoducto de la Guajira
(260 Mm pcd), lo que le permite el cobro de los cargos relacionados con esta ampliación. La capacidad de
este gasoducto está contratada en un 99% hasta diciembre de 2020.
La reducción de la Utilidad operacional y el Ebitda es consecuencia de: (•) el impacto de la revaluación del
peso sobre los ingresos operacionales; (•) el impacto del mayor volumen transportado sobre los Costos
operativos y; (•) una menor depreciación de activos como consecuencia del canje de gasoductos embebidos
con Promigas.
La reducción en la Utilidad neta se explica, principalmente, por el menor ritmo de revaluación al 3T 10 en
comparación con el mismo período del año pasado, lo que redujo los ingresos por valorización de la deuda
en moneda extranjera.
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En el marco de su plan estratégico, la compañía adelanta tres proyectos de expansión en Colombia (Guajira y
Cusiana fases I y II) que aumentarán su capacidad de transporte en cerca del 50% y le darán mayor
confiabilidad al mercado de gas natural colombiano.
- Al 3T 10 el proyecto Guajira registró una ejecución del 94,74%, restando el pleno ingreso en operación
de dos estaciones compresoras (Casacará y Barrancabermeja) lo que se espera que ocurra antes de
finalizar octubre.
- La compañía espera que la fase I de Cusiana entre en operación antes de finalizar octubre de 2010. Al
3T 10 el proyecto reportó una ejecución del 89.46% frente a una programación del 90.97%. Las
demoras están relacionadas, principalmente, con negociaciones de servidumbres.
- En cuanto a la fase II de Cusiana, la compañía espera que entre en operación en julio de 2011. Al 3T 10
el proyecto reportó una ejecución del 47% frente a una programación del 49.26%. La compañía tuvo
retrasos en la construcción de algunos tramos de gasoducto por concertaciones con las comunidades.
- La capacidad del sistema de Cusiana se encuentra contratada hasta 2020 en un 94%, porcentaje que se
reducirá al 85% cuando entre en operación la fase II. Actualmente TGI está negociando contratos que
incrementarían la capacidad contratada al 86% una vez entre en operación la fase II. De igual forma,
se espera que las termoeléctricas del interior del país, que tienen déficit de suministro de gas natural en
firme, contraten una buena parte de la capacidad aún disponible.
- La expansión en Colombia será apoyada con un proceso privado de capitalización sin que ello implique
una cesión del control de EEB. TGI, con el apoyo de una banca de inversión internacional, inició desde
2009 un proceso privado de capitalización. Ya se surtió la debida diligencia por parte de los
inversionistas potenciales y la compañía definió cuales serían las condiciones mínimas del negocio.
El pasado 5 de agosto la CREG (Colombia) estableció la nueva metodología de remuneración del servicio de
transporte de gas natural. Se destacan los siguientes cambios: (•) incremento del WACC; (•) aumento del
componente fijo en la pareja de cargos y; (•) mejora en la aplicación de algunos criterios para determinar la
tarifa de transporte como por ejemplo el factor de uso. La compañía estima que los cambios tendrán un
impacto positivo sobre los ingresos de TGI.
Para la aplicación de las nuevas tarifas de transporte, las empresas deben solicitar a la CREG la actualización
de sus cargos para lo que se surte un proceso de envío de información histórica y futura, como inversiones,
gastos, proyectos de expansión, demanda de gas natural, entre otros. En el caso de TGI, el pasado 11 de
Tabla Nº 2 - Estado de los proyectos de expansión en Colombia Guajira (Ballena Barranca) Cusiana Fase I Cusiana Fase II Capex (Usd Mm) 171 171 199
Esquema de financiación Caja de la compañía Préstamo EEB / Capitalización TGI Préstamo EEB / Capitalización TGI Ampliación capacidad (Mm pcd) 70 70 110 Nueva capacidad nominal 260 280 390 Ejecución (3T 10) 94.74% 89.46% 47.00% En operación en: 3T 10 3T 10 3T 11
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octubre se radicó la solicitud de actualización de cargos acompañada de la información requerida para tal fin.
La aprobación de los nuevos cargos se espera para el 1T 11.
En el mes de julio y agosto el Minminas expidió los decretos 2730 y 2807, que: (•) definen los criterios para
atender la demanda interna durante los periodos de mayor exigencia de gas natural (p.e. El Niño) y; (•)
defined an indicative expansion plan of the transport system of natural gas. The development of this
regulatory framework will be the responsibility of the CREG.
Tabla Nº 3 - Estado del proyecto de Congas Perú (cifras estimadas) Gasoducto regional de ICA
Capex (usd Mm) 289 Estructura de financiación 30% capital / 70% deuda Longitud (km) Aprox.258 Km(Ducto troncal)
Aprox.74 Km(Ramales) Capacidad (Mmpcd) 300 Inicio construcción: 2 S 10
Inició operación: 4 T 12 Duración concesión (años) 30
Congas Perú (75% EEB; 25% TGI) avanza en la ejecución del gasoducto regional de ICA.Al 3T 10 la compañía:
(•) finalizó la ingeniería detallada del gasoducto e inició el proceso de contratación de la tubería y las obras
civiles; (•) culminó las audiencias públicas relacionadas con el Estudio de Impacto Ambiental – EIA y está
esperando la aprobación por parte del Ministerio de Energía y Minas; (•) suscribió el contrato de suministro con
el productor de gas natural y continúa trabajando en el plan para desarrollar la red de distribución; (•) continúa
negociando los contratos de transporte y los contratos comerciales con los clientes finales e; (•) inició el proceso
de ejecución del plan financiero a través de la contratación de un banco local. El plan financiero incluye un 30%
de aportes de capital (75% EEB y 25% TGI) y un 70% de deuda a través de financiación con el mercado
financiero local, créditos multilaterales y créditos intercompañía otorgados por EEB.
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Evolución del mercado del gas natural en Colombia
A pesar de la reducción en la demanda total por las menores exportaciones a Venezuela, el consumo interno
creció de manera significativa impulsado por la demanda del sector térmico. Cabe recordar que durante el
primer trimestre de 2010, Colombia estuvo bajo la influencia del fenómeno de El Niño que redujo de manera
importante la capacidad de generación hídrica y, por ende, aumentó la necesidad de generación de las
térmicas.
Así mismo, y para garantizar la generación de electricidad, el Minminas definió prioridades en el suministro y
en el transporte de gas natural que obligaron a algunos clientes industriales y al sector automotor a utilizar
combustibles sustitutos.
En los últimos meses, el fenómeno de El Niño en Colombia se disipó, la actividad industrial viene creciendo a
tasas elevadas y el Minminas eliminó el esquema de asignación de prioridades en el suministro del gas
natural. Es probable que estos tres factores incidan para que haya un cambio de tendencia en la demanda
sectorial.
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Tabla N° 4 - Demanda de gas natural en Colombia- GBTU D Al 3T 10 Al 3T 09 Var. % F 09
Termoeléctrico 346 187 85.0 274 Residencial - comercial 149 150 -0.6 150
Industrial - Refinería 327 416 -21.3 328 Vehicular (GNV) 75 81 -7.4 80
Petroquímico 12 11 9.0 11 Demanda interna 909 847 7.3 843
Exportación 136 224 -39.2 179
Total 1,044 1,070 2.4 1,022
Fuente: CNO – Gas
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Desempeño operacional
Promigas
TGI
Transoriente
Transoccidente
Transmetano
El principal factor que explica el aumento en la capacidad de transporte y en la capacidad contratada es el
ingreso a la operación de la ampliación del gasoducto de la Guajira (+70 Mm pcd).
Por su parte, el aumento en el volumen transportado refleja la mayor demanda de las plantas de generación
térmica, cuya producción de electricidad aumentó por el fenómeno de El Niño.
Las mayores pérdidas se deben a 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 importante resaltar que el nivel de pérdidas es sustancialmente menor al reconocido por el regulador en la
tarifa (1%).
La variación de la longitud de los gasoductos se debe a un canje de activos entre TGI y Promigas (dic. 09) y
a la fusión de TGI con Transcogas (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.
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Tabla Nº 5 - Indicadores operacionales seleccionados
Al 3T 10 AL 3T 09 Var % F 09 Unidad Capacidad total (1) 513 443 15.8 443 Mm pcd Volumen transportado (2) 420 386 8.8 396 Mm pcd
Capacidad contratada en firme (3) 553 423 30.7 415 Mm pcd
Factor de uso (4) 73.0 67.3 8.5 69.1 %
Disponibilidad (5) 99.3 99.7 -0.4 99.3 %
Pérdidas (a agosto 10) (6) 0.44% 0.21% 109.5 0.21 %
Longitud gasoductos 3,679 3,702 -0.6 3,529 Km
Longitud gasoductos 2,286 2,300 -0.6 2,193 Mi
Nota: Pies de página en anexo 6
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Desempeño comercial
Tabla Nº 6 - Volumen por transportador – Mm pcd A ago. 10 Part. % A ago. 09 Part. % F 09
TGI 418 46.0 381 44.9 396
Promigas 419 46.1 302 35.7 364
Otros 72 7.9 164 19.4 83
Total 909 100.0 847 100.0 843
Fuente: TGI
A pesar del fuerte crecimiento en el volumen transportado de TGI, su participación de mercado aumentó (+
1.1 puntos porcentuales) a un menor ritmo que la del segundo transportador más importante del país (+11
puntos porcentuales). Esto se debe a que la mayoría de las plantas térmicas, cuyo consumo tuvo un
dinámico incremento debido a El Niño, están ubicadas en la zona de influencia de Promigas. Con la
normalización del clima en Colombia, es de esperar que está tendencia se revierta.
Gas Natural
23%
Ecopetrol 26%Gases de
Occidente16%
EPM 9%
Isagen 5%
Otros 21%
Total Al 3Q 10:Usd:178.1 mm
Gas Natural
24%
Ecopetrol 26%Gases de
Occidente16%
EPM 8%
Isagen 6%
Otros20%
Total Al 3Q 09:Usd:201.5 mm
Ventas por cliente
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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 40 compañías petroleras más grandes del mundo.
▪ Listada en el mercado públicos de valores
▪ Calificación internacional BB+
▪ Ventas 2009: 30,400,000
▪ Ebitda 2009: 11,400,000
▪ Utilidad neta 2009: 5,130,000
▪ El distribuidor y comercializador de gas natural más grande de Colombia con cerca de 1,500,000 clientes.
▪ Controlada por Gas Natural de España.
▪ Calificación local AAA
▪ Ventas 2009: 1,013,349
▪ Ebitda 2009: 375,189
▪ Utilidad neta 2009: 271,436
▪ Distribuidora y comercializadora de gas natural con presencia en el suroccidente colombiano.
▪ Presta sus servicios a más de 600.000 usuarios.
▪ Calificación local AAA
▪ Ventas 2009: N.D.
▪ Ebitda 2009: N.D.
▪ Utilidad neta 2009: N.D.
▪ La segunda empresa de generación de energía eléctrica.
▪ Calificación internacional BBB-, local AAA
▪ Ventas 2009: 4,368,791
▪ Ebitda 2009: 1,994,300
▪ Utilidad neta 2009: 1,697,812
▪ La tercera empresa de generación de energía eléctrica en
tamaño.
▪ Calificación internacional BB+, local AA+
▪ Ventas 2009: 1,410,552
▪ Ebitda 2009: 622,413
▪ Utilidad neta 2009: 385,752
Al finalizar el 3T 10, TGI contaba con 47 clientes. El 79% de sus ventas estaban concentradas en 5 de ellos
considerados empresas financieramente sólidas en el ámbito local e internacional. Cabe anotar que la mayor
parte de los contratos están respaldados por garantías.
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El 16 de septiembre de 2010, TGI declaró la nueva capacidad del gasoducto de Guajira que adicionó 70
mm pcd a los 190 mm pcd existentes. Esta declaratoria aumentó la capacidad contratada en firme de la
compañía y la vida remanente de los contratos.
Estos 70 mpcd adicionales tendrán un impacto positivo y material sobre los ingresos operacionales de
TGI por las siguientes razones: (•) representan un 16% de la capacidad contratada en firme de la antes
de la ampliación; (•) están respaldados por contratos de largo plazo que en su mayoría se extienden
hasta el 2020 y; (•) tienen una estructura de cargos similar a los contratos existentes antes de la
ampliación; es decir que cerca del 70% de los ingresos provendrán de cargos por capacidad (que son
independientes del volumen transportado) y cerca del 60% de los ingresos estarán indexados al dólar.
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Tabla N° 8 - Estructura contractual
A sept. 10 A sept. de 09
Tipo de contrato No Volumen
Mm pcd
Vida remanente
(promedio años)
No Volumen
Mmpcd
Vida remanente
(promedio años) Firmes (1) 82 486 4.98 70 418 4.54
Interrumpibles (2) 12 20 0.3 7 14 1.0 Firmes sujetos a ampliación Guajira * 12** 64 7.2
Firmes sujetos a ampliación Cusiana *** 15 15
Nota: Pies de página en anexo 6 * TGI declaró la nueva capacidad de transporte de Guajira el 16 de septiembre de 2010.
** A septiembre de 2009 ya se habían suscrito los contratos relacionados con la ampliación de Guajira los cuales tienen capacidad contratada a partir de junio de 2010. *** Estos contratos tienen capacidad contratada a partir de julio de 2010, sin embargo dicha capacidad no ha entrado en operación.
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Desempeño financiero
Index. al USD60%
En Cop40%
2010
Index. al USD63%
En Cop37%
2009
Desagregación ventas x tipo moneda
Totales al 3T:2010: 407,4412009:412,117
Cargos por capacidad
71%
Cargos variables
19%
cargos ocasionales
7%
Otros3%
2010
Cargos por capacidad
73%
Cargos varibales
17%
cargos ocasionales
8%
Otros2%
2009
Desagregación de ventas x tipo cargo
Totales al 3T:2010:407,4412009:412,117
La reducción de la participación de las ventas indexadas al dólar y de los cargos por capacidad se explica por
la revaluación del Cop. En efecto, la tasa de cambio promedio utilizada para la facturación pasó de 2,236
Cop/Usd al 3T 09, a 1,907 Cop/Usd en el mismo periodo de 2010 (una revaluación implícita del 14.7%).
323.638 331.073 339.037265.770
92.581 95.169 92.708
93.543
416.219 426.242 431.745 359.313
Sept Final 09 Sept Sept
Desagregación Ebitda UDM
Utilidad Operacional Dep.Amort. y Prov.
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
Tabla Nº 10 - Indicadores financieros seleccionados
Mm COP Variación Mm COP Mm USD
AL 3T 10 Al 3T 09 COP % F 09 AL 3T 10 Al 3T 09 Ingresos operacionales 412,117 407,441 4,676 1.1 545,246 228.97 211.99
Utilidad operacional 245,551 252,985 -7,434 -2.9 331,073 136.43 131.63
Margen operacional % 59.6 62.1 0 -4.0 60.7 59.6 62.1
EBITDA UDM (1) 416,218 431,746 -15,528 -3.6 426,242 231.25 224.63
Margen EBITDA % 75.7 79.5 -4.8 78.2 75.7 79.5
Utilidad neta 289,389 365,504 -76,115 -20.8 247,663 160.78 190.17
Nota: Pies de página en anexo 6
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Tabla Nº 11 - Resultados operacionales Mm COP Variación Mm COP Mm USD
Al 3T 10 Al 3T 09 COP % F 09 Al 3T 10 Al 3T 09
Ingresos operacionales 412,117 407,441 4,676 1.1 545,246 229.0 212.0 Costos operacionales 137,619 129,153 8,466 6.6 175,235 76.5 67.2
Operación y mantenimiento 76,632 64,746 11,886 18.4 89,925 42.6 33.7 Prov., deprec. y amort. 60,987 64,407 -3,420 -5.3 85,311 33.9 33.5
Utilidad bruta 274,498 278,289 -3,791 -1.4 370,010 152.5 144.8 Gastos admon. y operativos 28,947 25,303 3,644 14.4 38,937 16.1 13.2
Personal y servicios generales 23,186 20,374 2,812 13.8 29,079 12.9 10.6 Prov., deprec. y amort. 5,761 4,929 832 16.9 9,859 3.2 2.6
Utilidad operacional 245,550 252,985 -7,435 -2.9 331,073 13.6 131.6
A pesar de la revaluación del Cop y de su impacto sobre las ventas indexadas al dólar, los ingresos
operacionales de la compañía tuvieron un leve repunte (+1.1%) que se explica por: (•) el aumento en el
volumen transportado (+34 mm pcd) y; (•) la consolidación de los ingresos de Transcogas en los estados
financieros de TGI como resultado de la fusión de las dos compañías (mayo de 2010).
La Utilidad operacional se redujo, principalmente por: (•) mayores consumos de gas en las estaciones de
TGI; (•) menores depreciaciones por una disminución en la base de activos depreciables y; (•) un incremento
en los honorarios.
- El aumento en los costos de Operación y mantenimiento se explica por: (•) el mayor consumo de gas en
las estaciones compresoras debido al aumento en el volumen transportado y; (•) en menor medida por el
costo de los arrendamientos operativos absorbidos por TGI tras su fusión con Transcogas.
- El rubro Provisiones, depreciaciones y amortizaciones disminuyó debido al canje de los gasoductos
embebidos con Promigas que redujo la base sobre la cual se deprecian los activos.
- El aumento en los Gastos administrativos operativos se explica, principalmente, por: (•) el incremento de
los honorarios debido a un acuerdo de servicios entre TGI y EEB para apoyar a la primera en temas
legales, administrativos, tecnológicos y en la evaluación de proyectos; (•) otros servicios contratados
durante el 2010 como la asesoría en banca de inversión para el proceso de capitalización de la compañía,
el avalúo de los activos fijos y una asesoría en la aplicación de las normas internacionales de contabilidad
NIIF, entre otros.
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Tabla Nº 12 - Resultados no operacionales
Mm COP Variación Mm COP Mm USD Al 3T 10 Al 3T 09 COP % F 09 Al 3T 10 Al 3T 09
Utilidad Operacional 245,550 252,985 -7,435 -2.9 331,073 136.4 131.6 Ingresos no operacionales 287,286 375,781 -88,495 -23.5 254,140 159.6 195.5 Financieros (1) 3,616 11,995 -8,379 -69.9 14,028 2.0 6.2
Diferencia en cambio (2) 279,813 359,108 -79,925 -22.1 223,313 155.5 186.8
Valoración coberturas (3) 0 0 0 0 0 0 Otros 3,857 4,677 -820 -17.5 16,799 2.1 2.4
Gastos no operacionales 225,695 248,829 -23,134 -9.3 315,976 125.4 129.5 Financieros (4) 160,392 175,753 -15,361 -8.7 226,841 89.1 91.4
Diferencia en cambio (5) 0 0 0 0 0.0 0.0
Valoración coberturas (6) 61,982 70,940 -8,958 -12.6 86,652 34.4 36.9 Otros 3,320 2,136 1,184 55.5 2,482 1.8 1.1
Utilidad antes de impuesto de renta 307,142 379,937 -72,975 -19.2 269,237 170.6 197.7
Impuesto de renta 17,752 14,434 3,318 23.0 21,574 9.9 7.5
Utilidad neta 289,389 365,504 -76,116 -20.8 247,663 160.8 190.2 Nota: Pies de página en anexo 6
El descenso en la Utilidad neta refleja el impacto de un menor ritmo de revaluación del COP sobre la
valoración de la deuda en moneda extranjera. En efecto, durante los primeros nueve meses de 2009 la
revaluación del peso (14.3%) generó un ingreso por diferencia en cambio mayor al del mismo período el año
2010, cuando la revaluación del peso fue menor (12%).
Adicionalmente, los Ingresos no operacionales se vieron afectados por la menor liquidez de la compañía
debido a las inversiones realizadas en la ampliación del gasoducto de la Guajira.
La reducción en los Gastos no operacionales es consecuencia de: (•) un menor servicio de la deuda por la
revaluación del peso. Vale recordar que casi el 100% de la deuda financiera de la compañía está contratada
en dólares y; (•) un menor gasto relacionado con la valoración de coberturas también como consecuencia del
menor ritmo de revaluación del peso. TGI tiene contratadas coberturas por Usd 300 mm para cubrir parte del
principal de la deuda de los bonos contra las fluctuaciones de la tasa de cambio.
Tabla Nº 13- Indicadores de deuda AL 3T 10 AL 3T 09 Unidad
Deuda neta (1) / EBITDA UDM (2) OM: < 4,8
2.94 2.83 Veces
EBITDA UDM (2) / Intereses UDM (3) OM: > 1,7
2.05 1.98 Veces
Estructura de la deuda Tasa Vencimiento
Senior (4) S&P: BB (23-02-09) F.R.: BB (01-12-08)
750 750 M USD 9.5 % 03-Oct-2017
Subordinada (5) 370 370 M USD 8.7 % 10-Oct-2017
Nota: Pies de página en anexo 6
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4,08
4,02
2,83 2,94
sep 08 sep 09 sep 10
OM <
Net debt /
EBITDA
1,7
1,811,98 2,05
sep 08 sep 09 sep 10
OM >
EBITDA / Interest expenses
El indicador de apalancamiento en relación con el del septiembre del año pero sigue apreciablemente más
bajo que el definido como límite definido en el contrato de los bonos. La razón del aumento se explica por:
(▪) el descenso del EBITDA como consecuencia de la revaluación del Cop; (▪) el aumento de la deuda neta de
la compañía tras la fusión con Transcogas (se está consolidando deuda adicional por Cop 43,529 mm) y; (•)
la disminución de la cuenta de efectivo e inversiones temporales por el programa de inversiones de la
compañía.
El indicador de cobertura de intereses mejoró gracias a que el menor costo financiero de la deuda (por la
revaluación del peso en los primeros nueve meses del año) se redujo a un mayor ritmo en comparación con
el EBITDA.
Tabla Nº 15 - Capex
Mm COP Variación Mm USD
AL 3T 10 AL 3T 09 COP Var % AL 3T 10 AL 3T 09
Inversión (1) 250,189 78,294 171,895 219.6 139.0 40.7 Mantenimiento (2) 3,763 2,225 1,538 69.1 2.1 1.2 Nota: Pies de página en anexo 6
En los dos últimos años, la compañía ha invertido una gran cantidad de recursos en el proyecto de expansión
de Guajira. Como se mencionó, el 16 de septiembre TGI declaró oficialmente la nueva capacidad de
transporte de este gasoducto (260 Mm pcd), proyecto en el que se ha invertido cerca de Cop 250,00 mm
(aún restan algunos pagos menores).
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Tabla Nº 14 - Desagregación - Cop mm
A Sept. 10 A Sept. 09 EBITDA UDM 416,220 431,746 Deuda Bruta 1,393,707 1,441,500 Efectivo e inver. temporales 168,124 219,507 Deuda Neta 1,225,583 1,221,993 Intereses UDM 202,670 217,766
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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:
TRM 30 septiembre 2010: Cop 1,799.89
TRM 30 septiembre 2009: Cop 1,922.00
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En las cifras presentadas se utiliza la coma (,) para separar los miles y el punto (.) para separar los
decimales.
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.
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Anexo 2: Estados financieros consolidados.
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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.
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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.
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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 109
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 109
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 1012
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.
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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%.
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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.
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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.
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(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.
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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.
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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.
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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.
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