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Informe Anual para Inversionistas

2009

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Contacto: Juan Felipe González Rivera Teléfono: 571 3268000 ext 1546

E mail: [email protected]

Bogotá D.C., Abril de 2010

ÍNDICE

Resumen ejecutivo y hechos relevantes.

El mercado del gas natural en Colombia y Perú

Desempeño operacional.

Desempeño comercial.

Desempeño financiero.

Anexo 1: Nota legal y aclaraciones

Anexo 2: Estados financieros consolidados

Anexo 3: Términos técnicos y regulatorios

Anexo 4: Notal al pie de las tablas

Resumen ejecutivo y hechos relevantes

▪ Panorámica de la compañía controlante:

TGI es una compañía controlada por la Empresa de Energía de Bogotá (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.

▪ 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 influencia 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 basada 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.


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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 una valoración estimada de

Usd 274 m. Las proyecciones oficiales indican que la demanda de gas de la zona de ICA será la de mayor

crecimiento en los próximos años.

El 21 de octubre de 2009, TGI ejerció la opción de compra del contrato BOMT GBS, es una infraestructura

de 306 km que atiende 39 localidades de los departamentos de Boyacá y Santander. TGI canceló Usd

542,501 como valor de la opción.

Tabla Nº 1 - Indicadores seleccionados de TGI

2008 2009

Ingresos operacionales (cop m) 471,419 545,246

Utilidad operacional (cop m) 294,903 331,073

Utilidad neta (cop m) (180,700) 247,663

Ebitda UDM (cop m) 385,037 426,242

Volumen transportado (mpcd) 370 396

Capacidad contratada en firme (mpcd) 427 415

Calificación

S&P (23 02 09)

Fitch (11 02 10)

BB

BB

BB

BB

▪ El crecimiento del Ebitda (10.7%) del año pasado fue impulsado por: (▪) el incremento en el volumen

transportado gracias a la mayor demanda de las plantas térmicas (consecuencia del fenómeno de El Niño);

(▪) el ajuste anual de las tarifas de transporte y; (▪) el aumento de la tasa de cambio promedio (+ 9.5%)

utilizada para facturar la porción de la tarifa indexada al dólar (durante la mayor parte del primer semestre

del año el peso se devaluó).

▪ La utilidad neta negativa en 2008 se explica por la devaluación del peso y su impacto en la valoración de la

deuda denominada en dólares. Buena parte de la utilidad de 2009 se generó por el efecto contrario: el

impacto de la revaluación del peso sobre la deuda denominada en dólares. Se trata de un efecto contable

que no afecta la posición de caja de la compañía.

▪ En enero de 2009 TGI contrató una cobertura (swap – forward) por Usd 200 m (26% de valor total de los

bonos denominados en Usd) con vencimiento en el 2017 para cubrir el principal de la deuda en dólares

contra el riesgo cambiario.


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▪ En marzo la Asamblea decidió no distribuir a los accionistas de la compañía las utilidades del ejercicio de

2009 (Cop 247,663 m). En cambio se decidió utilizar la totalidad de la utilidad neta para constituir reservas

dentro de las cuales Cop 185,837 m son para proteger los resultados contables de las variaciones en la tasa

de cambio.

Tabla Nº 2 - Estado de los proyectos de expansión en Colombia

Guajira (Ballena Barranca) Cusiana Fase I Cusiana Fase II

Capex (usd m) 174 171 201

Esquema de financiación Caja de la compañía Préstamo EEB / Capitalización TGI Préstamo EEB / Capitalización TGI

Capacidad (mpcd) 70 70 110

Capacidad contratada (31 12 09) 99% 94% 84%

Ejecución (31 12 09) 63% 55% 30%

En operación en: 1 H 2010 3 Q 2010 1 Q 2011

▪ TGI espera recibir una inyección privada de capital para reestructurar la financiación del proyecto de

expansión de Cusiana. A finales de 2009, TGI contrató los servicios de Credit Suisse para apoyarla en un

proceso privado de capitalización.

▪ La CREG espera que antes de finalizar el 2010 quedarán definidas las tarifas máximas que los diferentes

transportadores podrán cobrar a sus usuarios.

▪ Congas Perú avanza en las actividades relacionadas con la construcción y puesta en operación del

gasoducto de ICA. Se trata de una concesión a 30 años otorgada por el estado peruano a principios de

2009. Es un proyecto de 280 km con una inversión estimada de Usd 272 m y una capacidad aproximada de

284 mpcd. La compañía planea iniciar la construcción en el segundo semestre de 2010 e iniciar operaciones

30 meses después (finales de 2012). Se espera lograr una estructura financiera de 30% de capital (75%

EEB y 25% TGI) y 70% de deuda (organismos multilaterales, banca local y crédito inter - compañía de la

EEB).

▪ En febrero, Fitch Ratings mantuvo la calificación BB con perspectiva negativa a los bonos de deuda emitidos

por TGI. Destacó que la calificación refleja “el bajo perfil de riesgo del negocio, que se deriva de una

generación de caja estable y predecible y de una fuerte posición competitiva”.

▪ En diciembre de 2009 las asambleas de accionistas aprobaron la fusión entre TGI (97,9% de propiedad de

EEB) y Transcogas (100% de propiedad de EEB). Se trata de dos compañías que operan el mismo sistema

de gasoductos. Se busca aprovechar sinergias administrativas y operacionales, optimizar la planeación y

expansión del sistema y mejorar la prestación del servicio. A finales de Diciembre se radicó ante el

organismo competente la solicitud de autorización del proceso.

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EL MERCADO DEL GAS EN COLOMBIA Y PERÚ

La demanda de gas natural en Colombia creció a una tasa anual del 7.1% en los últimos 5 años (2004 – 2009)

apoyada en el plan de masificación del gas natural que se viene desarrollando desde principios de la década de

los 90 y que permitió: (▪) La interconexión de las principales fuentes de producción (Guajira y Cusiana) con los

centros de consumo (las ciudades de la costa Caribe y las del interior y sur del país); (▪) Aumentar la base de

generación térmica; (▪) Desarrollar un exitoso programa de conversión de vehículos a GNV y; (▪) Definir una


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política tributaria y de fijación de precios para los diferentes energéticos que le dio una ventaja competitiva al

gas natural.

La UPME espera (escenario base) que en los próximos 5 años la demanda de gas natural crezca a una tasa

anual cercana al 4%. De acuerdo con esta entidad, la mayor parte del crecimiento estará soportado por los

sectores de refinación y GNV. Concluye el análisis de la UPME que el crecimiento anual de la demanda de gas

natural en el interior del país, será cinco veces superior al de la Costa Atlántica.

Entre 2008 y 2009, la demanda total de gas natural creció cerca del 13%. La demanda interna (excluyendo las

exportaciones a Venezuela) creció el año pasado cerca del 11% impulsada por el sector térmico (+ 81%) cuyo

consumo estuvo influenciado por el fenómeno de “El Niño” (un período de pocas lluvias que se presenta cada

cuatro o cinco años) y que redujo la capacidad de generación de electricidad de las plantas hidroeléctricas y

aumento la necesidad de una mayor generación térmica.

Los sectores industrial y el del GNV redujeron su consumo en 2009 (-9% y -4%, respectivamente). Este

comportamiento está asociado a la recesión económica y al fenómeno de El Niño pues el incremento de la

demanda térmica, unido a las limitaciones en la capacidad de producción y transporte de gas natural, llevó al

gobierno a finales de septiembre a utilizar sus facultades regulatorias para priorizar la asignación del gas

natural. Las resoluciones expedidas por el gobierno asignaron prioridades de la siguiente forma: (▪) compresoras

del sistema nacional de transporte de gas natural; (▪) residencial y pequeños usuarios comerciales; (▪) sector

termoeléctrico con contratos en firme de gas natural; (▪) comercializadores de GNV y (▪) otros y exportaciones.

Perú cuenta con amplias reservas de gas natural. De acuerdo con las cifras del MEM, las reservas probadas y

probables fueron de 29.8 TCF a finales de 2009 (casi 4 veces más que las reservas colombianas). Sin embargo,

el sector de gas en Perú se encuentra en las etapas iniciales de su desarrollo. El MEM proyecta que en los

próximos 5 años la demanda crecerá a una tasa anual de casi el 18% gracias a un crecimiento económico

robusto, al reemplazo de energéticos más costosos y contaminantes y al desarrollo de nuevos proyectos mineros


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y petroquímicos en el sur del país. Se espera que la región de ICA sea una de las más beneficiadas con un

crecimiento proyectado de su demanda cercano al 50% anual.

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Desempeño operacional

El volumen transportado y el factor de uso crecieron en 2009 gracias al aumento de la demanda de gas natural

por parte de las plantas termoeléctricas. En 2009, y como consecuencia del fenómeno de El Niño, las plantas

térmicas incrementaron su producción de electricidad en un 87.3% mientras que las plantas hidroeléctricas

redujeron su producción en cerca del 11%.

La disminución en la capacidad contratada en firme se debe, principalmente, a la declinación de la producción

del campo Montañuelo desde el cual se dejaron de contratar 11.9 mpcd.

En 2009, las pérdidas se mantuvieron en un nivel bajo. Su nivel, mayor que el de 2008, no implica un aumento

en los costos de operación de TGI, pues se mantiene por debajo de los niveles reconocidos por la regulación

(1%). La empresa continúa con la ejecución de su Plan de Aseguramiento Metrológico que busca mantener

bajo control las pérdidas del sistema.

La reducción en la longitud del sistema de gasoductos se debe al canje de activos realizado entre TGI y

Promigas en diciembre del año pasado. TGI poseía pequeños tramos de gasoductos embebidos en el sistema de

Promigas (209 km). A su vez, está última compañía también poseía 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. Los de TGI fueron valorados en Usd 11.7 m y los de Promigas en Usd 2.3 m.

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Tabla Nº 3 - Indicadores operacionales seleccionados 2008 2009 Unidad Var % Capacidad total (1) 443 443 Mpcd 0.0

Volumen transportado (2) 370 396 Mpcd 7.0

Capacidad contratada en firme (3) 427 415 Mpcd (2.7)

Factor de uso (4) 66.1 69.1 % 4.5

Disponibilidad (5) 99.3 99.3 % 0.0

Pérdidas (6) 0.08 0.21 % 162.5

Longitud gasoductos 3,702 3,529 Km (4.7)

Longitud gasoductos 2,314 2,193 Mi (5.2)

Nota: Pies de página en anexo 4

MEDELLIN

CALI

RIOHACHA

STA. MARTABARRANQUILLA

CARTAGENA

Cúcuta

NEIVA

MANIZALES

PEREIRA

Curumaní

SINCELEJO

Pitalito

Hobo

VALLEDUPAR

Mariquita

YOPAL

BallenaChuchupa

Cusiana

Transcogas

Promigas

TGI

Barrancabermeja

Tunja

Belén

Bucaramanga

Centros de Producción

cogua

Cerromatoso

BOGOTA


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Desempeño comercial

Tabla Nº 4 - Volumen por transportador - Mpcd 2008

Participación

% 2009 Participación

% TGI 370 51,2 396 47.0

Promigas 286 39,6 364 43.2

Otros 66 9,1 83 9.8

Total 722 100,0 843 100.0

Fuente: TGI

Si bien en 2009 el volumen transportado por TGI creció cerca del 7% (más de 6 puntos porcentuales por encima

del crecimiento del PIB), su participación de mercado se redujo en cerca de 4 puntos porcentuales. La razón es

que la mayor parte de la generación térmica se encuentra ubicada en la zona de operaciones de Promigas y,

como se mencionó, en 2009 la producción de electricidad con base en la generación térmica creció más del

80%. Esto, a su vez, es resultado de las escasas lluvias que se registraron el año pasado como consecuencia del

fenómeno de “El Niño” que limitaron la generación de las hidroeléctricas.


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Tabla Nº 5 – Resumen de los clientes más importantes de TGI Compañía Resumen Resumen Financiero 2009 (cop

m)

▪ 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)

▪ 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 más 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 más grande de Colombia.

▪ Calificación: BBB-

▪ Ventas 2009: 4,368,791

▪ Ebitda 2009: 1,994,300

▪ Utilidad neta 2009: 1,697,812

▪ La tercera empresa de generación de energía eléctrica más grande de Colombia.

▪ Calificación: BB+

▪ Ventas 2009: 1,410,552

▪ Ebitda 2009: 622,413

▪ Utilidad neta 2009: 385,752

En diciembre de 2009 TGI contaba con 48 clientes. El 80% de sus ventas están focalizadas en 5 de ellos

considerados empresas financieramente sólidas en el ámbito local e internacional. En general los contratos de

servicio de transporte están respaldados por garantías.

Tabla Nº 6 - Estructura contractual

2008 2009

Tipo de contrato No Volumen mpcd

Vida remanente (promedio años)

No Volumen mpcd

Vida remanente (promedio años)

Firmes (1) 73 427 5.7 68 415 4.4

Interrumpibles (2) 3 8.2 2.1 12 17 0.77

Otros (3) 1 0.17 0 0 0 Firmes ampliación Guajira 12 12 7.2

Firmes ampliación Cusiana 15 10.7


Más del 96% del volumen contratado por TGI es en firme. En 2009 se registró una disminución del volumen

contratado en firme explicada, principalmente, por la terminación de un contrato para transportar gas de un

campo menor llamado Montañuelo cuya producción declinó.


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El año pasado se firmaron 12 contratos en firme relacionados con la ampliación del gasoducto de Guajira cuya

duración promedio es superior a los 7 años. La capacidad adicional de este gasoducto se encuentra contratada

en un 99%.

También se firmaron en 2009 15 contratos en firme relacionados con la ampliación del gasoducto de Cusiana

cuya duración promedio es superior a los 10 años. La ampliación de la fase I de Cusiana está contratada en un

94% y la fase II en un 84%

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Desempeño financiero

El incremento en las ventas de la compañía (15.7%) se explica por las siguientes razones: (▪) la tasa de cambio

que se utilizó en 2009 para facturar la porción de la tarifa indexada al dólar fue superior en un 9,5% promedio a

la utilizada en 2008. Esto a su vez explica el aumento de la participación de las ventas indexadas al dólar (del

60% en 2008 al 62% en 2009); (▪) el ajuste anual de las tarifas de transporte con base en el IPP de EEUU (para

la porción que remunera las inversiones) y el IPC colombiano (para la porción que remunera los gastos de

administración, operación y mantenimiento) y; (▪) el incremento en el volumen transportado por el mayor

consumo de las plantas térmicas lo que a su vez explica el incremento de las ventas por cargos variables (cuyas

tarifas, además, están indexados en un 100% al dólar)

Tabla Nº 7 - Estructura de los ingresos 2008

Cop m 2009

Cop m Ventas totales 471,419 545,246 Desagregación por tipo de moneda

Ventas indexadas al USD (1) 280,715 338,094 Ventas en COP (1) 190,704 207,152

Desagregación por tipo de cargo Ventas cargos capacidad (2) 345,527 387,024 Ventas cargos variables (3) 72,075 100,490 Ventas cargos ocasionales (4) 41,253 40,320 Otros ingresos (5) 12,564 17,411



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Tabla Nº 9 – Desagregación del EBITDA M COP Variación M USD

2008 2009 COP % 2008 2009

Utilidad operacional 294,903 331,073 36,170 12.3 131.4 162.0 Depreciaciones, amortizaciones y provisiones 90,134 95,169 5,035 5.6 40.2 46.6

EBITDA 385,037 426,242 41,205 10.7 171.6 208.5

El aumento en la utilidad neta se debe, principalmente, a las mayores ventas y al impacto de la revaluación del

peso en la valoración de la deuda denominada moneda extranjera. El año pasado el Cop se revaluó (8.9%) lo

que derivó en un ingreso por diferencia en cambio; en el 2008 el efecto fue el contrario pues la devaluación del

Cop (11.4%) aumentó el valor en pesos de la deuda financiera generando un egreso por diferencia en cambio.

Este es un efecto contable que no afecta la generación de caja de la compañía.

La reducción del margen EBITDA refleja un aumento más que proporcional de los costos operacionales y los

gastos administrativos en comparación con el aumento de las ventas. El aumento en los costos operacionales es

consecuencia de un mayor consumo de gas en las estaciones compresoras para soportar el mayor volumen de

gas transportado y por labores de mantenimiento realizadas el año pasado. El aumento de los gastos

administrativos refleja el convenio de TGI con su casa matriz para la prestación de servicios.

Tabla Nº 10 - Resultados operacionales M COP Variación M USD

2008 2009 COP % 2008 2009 Ingresos operacionales 471,419 545,246 73,827 15.7 210.1 266.7 Costos operacionales 149,285 175,235 25,950 17.4 66.5 85.7

Operación y mantenimiento 65,809 89,925 24,116 36.6 29.3 44.0 Provisiones, depreciaciones y amortizaciones 83,476 85,311 1,834 2.2 37.2 41.7

Utilidad bruta 322,134 370,010 47,877 14.9 143.6 181.0 Gastos admon. y operativos 27,230 38,937 11,707 43.0 12.1 19.0

Personal y servicios generales 20,573 29,079 8,506 41.3 9.2 14.2 Provisiones, depreciaciones y amortizaciones 6,657 9,859 3,201 48.1 2.9 4.8

Utilidad operacional 294,903 331,073 36,170 12.3 131.4 162.0 Nota: Pies de página en anexo 4

Tabla Nº 8 - Indicadores financieros seleccionados

M COP Variación M USD

2008 2009 COP % 2008 2009 Ventas 471,419 545,246 73,827 15.7 210.1 266.7

Utilidad operacional 294,903 331,073 36,170 12.3 131.4 162.0

Margen operacional % 62.6 60.7 62.6 60.7

EBITDA (1) 385,037 426,242 41,205 10.7 171.6 208.5

Margen EBITDA % 81.7 78.2 81.7 78.2

Utilidad neta (180,700) 247,663 428,364 237.1 (80.5) 121.2



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La mayor utilidad operacional se explica por: (▪) las mayores ventas que fueron jalonadas por el aumento en el

volumen transportado y la tasa de cambio promedio; (▪) Los mayores costos operacionales explicados,

principalmente, por el aumento en el consumo de gas natural en las estaciones de compresión y; (▪) Los

mayores gastos administrativos debido a, principalmente, al acuerdo de servicios de TGI con su casa matriz

(EEB).

Los mayores costos operacionales son consecuencia de: (▪) un mayor consumo de gas de las estaciones

compresoras (Cop 11,436 m), que durante el segundo semestre del año pasado tuvieron un nivel de uso muy

superior al de 2008 por la mayor demanda térmica y; (▪) un incremento de las labores de mantenimiento y

reparación, principalmente por la ejecución de un revestimiento en el gasoducto Centroriente (Cop 8,286 m) y la

corrección de defectos en otros gasoductos (aplicación de cintas de refuerzo no metálicas / incremento de Cop

1,535 m en 2009).

La ampliación de la capacidad de compresión de las estaciones compresoras de Norean y Vasconia (en el

gasoducto Ballena – Barranca y Barranca – Neiva), con la adición de una unidad de compresión en cada una de

ellas, explica el incremento de las depreciaciones, amortizaciones y provisiones operacionales.

El aumento de los gastos de personal y servicios generales se explica, principalmente, porque en 2009 se

suscribió un contrato de servicios con EEB para apoyar a TGI en temas como la evaluación de proyectos,

asuntos legales y administrativos, apoyo tecnológico, entre otros. El año pasado EEB le facturó a TGI Cop 6,699

mm por este concepto.

El aumento de las depreciaciones, amortizaciones y provisiones no operacionales se explica por: (▪) la

constitución de una provisión por inventarios obsoletos (Cop 2,322 m) luego de un intento fallido de encontrar

un comprador para ellos; (▪) el aumento de la provisión para contingencias legales (en Cop 374 m) relacionada

con un cobro de Ecopetrol de la contribución de solidaridad (aporte del 1% de las ventas de los transportadores;

recursos que son utilizados para subsidiar la ampliación de la infraestructura de transporte y distribución).

Tabla Nº 11 - Resultados no operacionales

M COP Change M USD 2008 2009 COP % 2008 2009

Utilidad Operacional 294,903 331,073 36,170 12.3 131.4 162.0 Ingresos no operacionales 22,416 254,140 231,724 1,033.7 10,0 124.3 Financieros (1) 14,221 14,028 (193) (1.4) 6.3 6.9

Diferencia en cambio (2) 0 223,313 223,313 109.2 Valoración coberturas (3) 0 0 0 Otros 8,195 16,799 8,604 105.0 3.7 8.2

Gastos no operacionales 461,442 315,976 (145,466) (31.5) 205.7 154.6 Financieros (1) 204,982 226,841 21,859 10.7 91.4 111.0

Diferencia en cambio (2) 256,074 0 (256,074) (100) 114.1 Valoración coberturas (3) 0 86,652 86,652 42.4 Otros 386 2,482 2,096 543.1 0.2 1.2

Utilidad antes de impuesto de renta (144,122) 269,237 413,360 (286.8) (64.2) 131.7 Impuesto de renta 36,577 21,574 (15,004) (41,0) 16.3 10.6

Utilidad neta (180,700) 247,663 428,363 (237.1) (80.5) 121.2 Nota: Pies de página en anexo 4


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El crecimiento de los ingresos no operacionales (Cop 254,140 m) se debe principalmente al efecto de la

revaluación del peso sobre la deuda denominada en dólares. El Cop finalizó 2009 revaluándose 8.9% mientras

que en 2008 se devalúo 11.36%. Este un efecto contable que no afecta el flujo de caja de la compañía.

En enero de 2009 TGI contrató una cobertura (swap – forward) por Usd 200 m (26% de valor total de los bonos

denominados en Usd) con vencimiento en el 2017 para cubrir el principal de la deuda en dólares contra el riesgo

cambiario. Los derechos y obligaciones derivados de esta cobertura se valoran mensualmente y se registran

como ingreso o gasto no operacional, según corresponda. En 2009 la valoración de esta cobertura arrojó un

saldo negativo de Cop 86,652 debido a la revaluación del peso. Este valor le hace contrapeso al ingreso por

diferencia en cambio arriba mencionado.

El incremento de los otros ingresos (105%) se debe, principalmente, a la utilidad en la venta de los gasoductos

embebidos en el sistema de Promigas. TGI poseía pequeños tramos de gasoductos embebidos en el sistema de

Promigas (209 km). A su vez, está última compañía también poseía 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. Los de TGI fueron valorados en Usd 11.7 m y los de Promigas en Usd 2.3 m.

Los gastos financieros corresponden a: (▪) los intereses de los bonos denominados en Usd (Usd 750m; 9,5%

semestral; 2017) y; (▪) los intereses del crédito subordinado con EEB (Usd 370m; 8,5% semestral; 2017). Estos

gastos crecen porque a pesar de que el 2009 finalizó con una revaluación del peso, durante la mayor parte del

primer semestre el peso registró una devaluación. El 100% de la deuda de la deuda de la compañía está

denominad en dólares pero gracias a que la mayor parte de los ingresos operacionales están indexados a esa

moneda, TGI cuenta con una cobertura natural que cubre más del 100% del servicio de su deuda.

Tabla Nº 12 - Indicadores de deuda 2008 2009 Unidad Deuda neta (1) / EBITDA UDM (2) OM: < 4,8

3.77 3.17 Veces

EBITDA UDM (2) / intereses (3) OM: > 1,7

2.01 2.00 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 9.50% 03-Oct-2017

Subordinada (5) 370 270 M USD 8.75% 10-Oct-2017

Nota: Pies de página en anexo 4 Tabla Nº 13 - Desagregación del EBITDA - Cop m 2008 2009 EBITDA UDM 385,037 426,242 Deuda Bruta 1,732,569 1,568,372 Efectivo e inversiones temporales 260,737 217,660 Deuda Neta 1,471,832 1,350,712

Intereses UDM 190,571 212,862


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El indicador apalancamiento se redujo gracias: (▪) El crecimiento del EBITDA (10,7%) y; (▪) gnv

el menor valor de la deuda en pesos por la revaluación de la moneda colombiana.

El indicador de cobertura se mantuvo prácticamente constante, debido a que los intereses crecieron (por la

devaluación del peso en el primer semestre del año) al mismo ritmo que el EBITDA.

Tabla Nº 14 - Capex

M COP Variación M USD

2008 2009 COP Var % 2008 2009

Inversión (1) 22,219 140,107 108,825 489 9.9 68.5

Mantenimiento (2) 5,127 8,798 3,671 72 2.3 4.3


La mayor parte del capex de inversión (cop 113,226 m) se ejecutó en el proyecto de expansión del gasoducto

de la Guajira.

El capex del gasoducto de Cusiana está reflejado en el balance de TGI como un derecho fiduciario. Esto debido

a que está expansión se está financiando a través de dos vehículos especiales (patrimonios autónomos). El

primero, de propiedad de EEB y constituido con aportes de esta compañía, tiene como única función otorgar

créditos al patrimonio autónomo constituido por TGI. El segundo, de propiedad de TGI tiene las obligaciones de

crédito con el patrimonio de EEB, los activos relacionados con la expansión de Cusiana y los derechos de los

ingresos de los contratos relacionados con dicha expansión. TGI espera cancelar las obligaciones de su

patrimonio autónomo con los recursos del proceso de capitalización en curso.

Las otras inversiones se relacionan con una reducción de activos fijos por la venta a Promigas de los gasoductos

embebidos de TGI en su sistema (-Cop 847 m); la construcción de una variante (Checua – Cop 18.057 m); la

adquisición de dos unidades de compresión para las estaciones de Norean y Vasconia (Cop 6,347 m); la compra

de una maquina (Tappin Machine) que se utiliza para realizar reparaciones a los gasoductos sin necesidad de

suspender el servicio (Cop 6,191 m) y; la compra de los gasoductos embebidos en el sistema de Promigas (Cop

4,295 m).

Adicional a este capex, TGI realizó anticipos por valor de COP 57,806 m, de los cuales COP 57,700 corresponden

a pagos a proveedores por el proyecto de Ballena.

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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:

▪ 2008: 2,243.6 COP/USD

▪ 2009: 2,044.2 COP/USD

▪ En las cifras presentadas se utiliza la coma (,) para separar los miles y el punto (.) para separar los

decimales.


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▪ 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.

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Anexo 2: Estados financieros consolidados. TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL S.A. E.S.P. (ANTES TRANSPORTADORA DE GAS DEL INTERIOR S.A. E.S.P.) Y SU FILIAL

BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

(En millones de pesos colombianos)

ACTIVOS 2009 2008 PASIVOS Y PATRIMONIO DE LOS ACCIONISTAS 2009 2008

ACTIVO CORRIENTE: PASIVO CORRIENTE:

Efectivo (Nota 5) 94.045$ 48.931$ Cuentas por pagar (Nota 13) 73.830$ 60.603$

Inversiones temporales (Nota 6) 131.841 220.835 Obligaciones laborales 793 292

Deudores (Nota 7) 126.440 53.522 Recaudos a favor de terceros (Nota 16) 15.962 7.447

Inventarios 24.997 36.175 Ingresos recibidos por anticipado 231 -

Otros activos, neto (Nota 10) 91.500 30.058 Pasivos estimados y provisiones (Nota 17) 6.624 14.442

Total activo corriente 468.823 389.521 Total pasivo corriente 97.440 82.784

PASIVOS A LARGO PLAZO:

Obligaciones Financieras (Nota 11) 2.376.190 2.512.821

Pasivos estimados y provisiones ( Nota 17) 10.129 12.334

INVERSIONES PERMANENTES (Nota 8) 2.781 3.030 Otros pasivos (Nota 18) 61.714 49.840

Total pasivo a largo plazo 2.448.033 2.574.995

DEUDORES A LARGO PLAZO (Nota 7) 8.954 8.931

Total pasivos 2.545.473 2.657.779

PATRIMONIO DE LOS ACCIONISTAS: (Nota 19)

Capital suscrito y pagado 750.000 750.000

PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO, neto (Nota 9) 1.258.409 963.065 Prima en colocación de acciones 24.703 24.703

Reservas 289.990 289.990

Resultado de ejercicios anteriores (180.700) -

Utilidad (Pérdida) neta del ejercicio 247.663 (180.700)

OTROS ACTIVOS, neto (Nota 10) 1.938.162 2.177.225 Total patrimonio de los accionistas 1.131.656 883.993

Total activos 3.677.129$ 3.541.772$ Total pasivos y patrimonio de los accionistas 3.677.129$ 3.541.772$

CUENTAS DE ORDEN (Nota 25) 1.945.077$ 1.684.995$ CUENTAS DE ORDEN (Nota 25) 1.945.077$ 1.684.995$

Las notas adjuntas son parte integral de los estados financieros consolidados.

Los suscritos Representante Legal y Contador certificamos que hemos verificado previamente las afirmaciones contenidas en estos estados financieros consolidados y que los mismos han sido preparados a partir de los libros de contabilidad de las Empresas.

_________________________________GABRIEL TURBAY MARULANDA

Representante Legal

______________________________________MARTIN MALDONADO RAMIREZ.

Contador Tarjeta Profesional No. 46.851-T

__________________________________LINA M. RICAURTE BERMUDEZ

Revisor Fiscal TP 132.458 - T(Ver mi informe adjunto)

Designado por Deloitte & Touche Ltda.


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(En millones de pesos colombianos, excepto la utilidad neta por acción).

2009 2008

INGRESOS OPERACIONALES (Nota 20) 545.246$ 471.419$

COSTOS DE OPERACIÓN (Nota 21) (175.235) (149.285)

Utilidad bruta 370.011 322.134

GASTOS DE ADMINISTRACIÓN (Nota 22) (38.938) (27.230)

Utilidad operacional 331.073 294.904

OTROS INGRESOS (Nota 23) 30.827 22.415

OTROS GASTOS (Nota 24) (315.976) (205.368)

DIFERENCIA EN CAMBIO 223.313 (256.074)

Utilidad (Pérdida) antes de impuesto sobre la renta 269.237 (144.123)

IMPUESTO SOBRE LA RENTA (Nota 15) (21.574) (36.577)

UTILIDAD (PÉRDIDA) NETA DEL EJERCICIO 247.663$ (180.700)$

UTILIDAD (PÉRDIDA) NETA POR ACCIÓN 3.302,17$ (2.409,33)$


ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

Los suscritos Representante Legal y Contador certificamos que hemos verificado previamente las afirmaciones contenidas en estos estados

financieros consolidados y que los mismos han sido preparados a partir de los libros de contabilidad de las Empresas.

TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL S.A. E.S.P. (ANTES TRANSPORTADORA DE GAS DEL

INTERIOR S.A. E.S.P.) Y SU FILIAL


Representante Legal







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ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO

(En millones de pesos colombianos)

2009 2008

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE OPERACIÓN:

Utilidad (Pérdida) neta del ejercicio 247.663$ (180.700)$

Ajustes para conciliar la utilidad (pérdida) neta del período con el efectivo neto

provisto por las actividades de operación:

Depreciaciones y amortizaciones 90.755 92.948

Diferencia en cambio (227.742) 256.074

Valoración inversiones por método participación 454 -

Impuesto diferido 11.874 26.897

Utilidad en venta de activos fijos (9.063) -

Operaciones de cobertura 88.469 -

Provisión inventarios 2.322 -

Provisión inversiones permanentes 844 -

Pasivos estimados y provisiones - 1.424

205.576 196.643

Cambios en activos y pasivos de operación, neto

Deudores (73.544) (5.901)

Inventarios 8.855 (12.238)

Otros activos 9.257 (5.455)

Cuentas por pagar 18.816 (2.810)

Obligaciones laborales 501 (77)

Recaudos a favor de terceros 8.515 58

Ingresos recibidos por anticipado 231 -

Pasivos estimados y provisiones (9.007) 13.110

Otros pasivos - 457

Fondos netos provistos por las actividades de operación 169.200 183.787

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN:

Aumento de inversiones permanentes - (3.082)

Aumento en propiedades, planta y equipo (131.044) (22.443)

Disminución (aumento) de otros activos (77.626) 2.366

Fondos netos usados en las actividades de inversión (208.670) (23.159)

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN:

Disminución en obligaciones financieras (4.410) (2.400)

Fondos netos usados en las actividades de financiación (4.410) (2.400)

CAMBIOS NETOS EN EL EFECTIVO (43.880) 158.228

EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO AL INICIO DEL PERIODO 269.766$ 111.538$

EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO AL FINAL DEL PERIODO 225.886$ 269.766$


POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

Los suscritos Representante Legal y Contador certificamos que hemos verificado previamente las afirmaciones contenidas en estos estados financieros

consolidados y que los mismos han sido preparados a partir de los libros de contabilidad de las Empresas.

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INTERIOR S.A. E.S.P.) Y SU FILIAL


Representante Legal






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Anexo 3: 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 para el desarrollo de líneas de gas natural mediante el cual un tercero se compromete a construir, operar, mantener

y transferir un gasoducto.

▪ 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 mayor accionista 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.

▪ M/m: millones.

▪ Mm /mm: 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.

▪ UPME: Entidad estatal encargada de la planeación de los sectores de minas y energía en Colombia.

▪ USD: Dólares de los Estados Unidos de América. Regresar al índice


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Anexo 4: Notas al pie de los cuadros

Pies de página tabla Nº 3: Indicadores Operacionales Seleccionados; Pag 6

(1) Es la capacidad nominal de transporte del sistema al final de cada periodo.

(2) Es el promedio del volumen real transportado en un período determinado.

(3) Es la capacidad de transporte contratada en firme. La contratación en firme 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,

medida en términos porcentuales.

(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 en la estructura tarifaria el 1% como perdidas máximas transferibles a los

clientes.

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Pies de página tabla Nº 6: Estructura contractual; Pag 8

(1) Contratos en el que el se 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) Contrato en el cual 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.

(3) Acuerdo con Promigas para gasoductos embebidos.

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Pies de página tabla Nº 7: Estructura de ingresos; Pag 9

(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 en 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 8: Estructura de ingresos; Pag 10

(1) Es la sumatoria de la utilidad operacional, las amortizaciones, las depreciaciones y las provisiones.

UDM: Últimos doce meses.

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Pies de página tabla Nº 10: Resultados operacionales; Pag 10

(1) Los cargos por capacidad o cargos fijos obligan al transportador a mantener una capacidad de transporte

disponible en 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.

(2) 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.

(3) 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.

(4) Las otras ventas corresponden a servicios adicionales prestados por la compañía como por ejemplo nuevas

conexiones y odorización.

Regresar a la Tabla

Pies de página tabla Nº 11: Resultados operacionales; Pag 11

(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 12: Indicadores de deuda; Pag 12

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 el EBITDA generado por TGI en los últimos 12 meses.

(3) Son los intereses causados correspondientes a deudas financieras que TGI de los últimos doce meses.

(4) Corresponde al valor de los bonos emitidos por TGI Internacional y garantizados por TGI.

(5) Corresponde a la deuda intercompañía entre EEB Y TGI.

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Pies de página tabla Nº 14: Capex; Pag 13

(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

organización para permitir su funcionamiento normal y mantener la capacidad de transporte en sus

actuales niveles.

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informe anual para inversionistas 2009 1 · alto potencial de crecimiento y cuyo desarrollo es de...

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