presentacion epsa marzo 2010
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Presentacion Epsa Marzo 2010TRANSCRIPT
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EPSAEPSA
Marzo 2010
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Advertencias• La emisión y colocación de Bonos Ordinarios de EPSA E.S.P. sobre los cuales versa
la promoción objeto de esta presentación, fue aprobada por la SuperintendenciaFinanciera de Colombia mediante Resolución 050 del 16 de enero de 2009.
• No obstante, esta presentación y el Prospecto de Información de los BonosOrdinarios de EPSA. E.S.P. no constituyen por si mismos una oferta públicavinculante. En consecuencia, no se pueden realizar negociaciones de los BonosOrdinarios sino una vez la oferta pública sea oficialmente comunicada a susOrdinarios sino una vez la oferta pública sea oficialmente comunicada a susdestinatarios.
• Este documento contiene Estados Financieros proyectados de EPSA. E.S.P. y sussubsidiarias, basados en presupuestos de la administración., p p
• Estas proyecciones reflejan las opiniones de EPSA E.S.P. acerca de los hechosfuturos que podrían estar sujetos a riesgos, incertidumbre, y supuestos. Variosfactores podrían causar que los factores reales difieran de los expresados en estedocumento. EPSA E.S.P. no asume obligaciones de actualizar o corregir lainformación contenida en esta presentación.
• Se debe entender que esta presentación bajo ninguna circunstancia sustituye lad bid l d l P d I f ió d l i ldebida lectura del Prospecto de Información por parte de los potencialesinversionistas.
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Razones para Invertir
• Empresa de servicios públicos de energía eléctrica verticalmente integradadedicada a la generación, transmisión, distribución y comercialización deenergía (únicos en el país junto con EPM)energía (únicos en el país junto con EPM).
• Estructura de crecimiento centrado principalmente en la posición competitivadel negocio de generación de energía con un plan de crecimiento continuo conla construcción de 5 hidroeléctricas en los próximos 4 años.
• EPSA ha obtenido la calificación AAA durante 11 años consecutivos por partede Fitch Ratings de Colombia, sumado a una capacidad de apalancamientopara realizar sus inversiones.
• Posee un balance en el negocio de generación entre producción hidráulica yPosee un balance en el negocio de generación entre producción hidráulica ytérmica muy importante para los períodos de Niño – Niña.
• El respaldo de sus nuevos accionistas.
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EPSA E.S.P.
Es una empresa de servicios públicos deservicios públicos de
energía eléctrica, con participación accionaria de
capital privado y públicocapital privado y público, regida por el derecho
privado, integrada verticalmente,
operadora de la red de distribución de la mayoríadistribución de la mayoría
de los municipios del Valle del Cauca.
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1. Recuento Histórico
2. La Empresa
3. Los Negocios de EPSA
4. Crecimiento y Desarrollo
5. Evolución de Indicadores del Negocio
6. Información Financiera
7. Programa de Emisióng
8. Anexos
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Recuento Histórico
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Principales Hitos Históricos
19541954• En 1954 inició CVC desarrollando actividades de energía eléctrica y recursos
naturales.• Replicando la experiencia de Tennessee (USA) para el desarrollo del Valle del
Cauca.
Años 80Años 80
• Siendo la electricidad un enfoque fundamental.
• Tras una etapa de continuo crecimiento la actividad de CVC está formada en un 90% de actividades eléctricas.
19941994• El Gobierno Nacional en el año 1994 ordenó la especialización de cada
actividad, razón por la cual crea a EPSA, a quien le transfirió los activos y las funciones relacionadas con la energía.
1995 1995 -- 19971997
• En 1995, la actividad eléctrica de CVC es asumida por EPSA. Participación accionaria del 84,02% Nación y 15% CVC.
• Gobierno enajena su participación entre entidades públicas: Dpto Valle del Cauca: 8,4%, EMCALI: 16%, Mpio Suárez: 0,8%, Mpio Morales: 0,8%. Resto al úbli i ió t lid ipúblico, primera opción sector solidario.
• En 1997, se privatiza un 56,69% de EPSA a los consorcios EDC (Venezuela) y Reliant Energy International (USA). El producto de la venta se destina para pago de pasivos pensionales de CVC, el remanente se entrego 45% a CVC y 15% a CRC para proyectos ambientales, 30% Dpto del Valle y 10% Dpto Cauca.
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Principales Hitos Históricos
• En 2000 el Dpto. del Valle entrega sus acciones en dación de pago a entidades
19981998 • EPSA adquiere el 86% de CETSA.
1999 1999 -- 20032003bancarias.
• En 2000 Chidral se fusiona con EPSA, asumiendo EPSA su pasivo pensional.
• En 2000, Unión Fenosa España adquiere la participación que en EPSA tenían EDC Reliant Energy International y los bancos (excepto Bancafé) adquiriendo
20042004 -- 20062006
EDC, Reliant Energy International y los bancos (excepto Bancafé) adquiriendo el 64%.
• En 2005 el Municipio. de Suárez entrega al Dpto. de Hacienda sus acciones en dación de pago.2004 2004 20062006
• En 2004-2005 EPSA realiza un programa de readquisición de acciones para todos los accionistas. Unión Fenosa Colombia vendió el 0,41% de su participación accionaria en este programa, CVC el 0,10%.
2007 2007 -- 20092009 • En 2009, Gas Natural adquiere Unión Fenosa.
• En diciembre de 2009 Gas Natural vende su participación a P.A. Colener II, Inversiones Argos S.A. y Banca de Inversión Bancolombia S.A. C.F.
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La Empresa
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Participación Accionaria
Al 31 de diciembre de 2009Antes de diciembre de 2009
Otros accionistas minoritarios,
2%
CVC, 16%Inversiones Argos S.A., 14,6%
Otros accionistas minoritarios,
2 3%
CVC, 15,9%
EMCALI, 18%
2,3%
Banca de Inversión
Bancolombia S.A., 2,0%
EMCALI, 18,0%
Union Fenosa S.A., 64%
Colener S A S
*Empresa 100% propiedad de Colinversiones
Colener S.A.S., 47,3%
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Localización
REPUBLICA DE DEPARTAMENTOREPUBLICA DE COLOMBIA
DEPARTAMENTO DE CALDAS
DEPARTAMENTO DE TOLIMA
DEPARTAMENTO DEL VALLE DEL CAUCA
DEPARTAMENTODEPARTAMENTO DEL CAUCA
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Entorno – Valle del Cauca
22.140 Km2
• 1,9% del territorio nacional y 9,7% de la población colombiana (4.161.425 habitantes)
• Contribuye con el 11,9% del PIB de Colombia.
• El 86,4% de los vallecaucanos vive en la zona urbana y el restante 13,6% en la rural.
• El 82% de las importaciones y el 18% de las exportaciones se realizan por el puerto de Buenaventura.
• Servicios públicos, con altas coberturas:
• Economía diversificada por todo el Departamento.
• Ha desarrollado el cluster de la caña4 97,7 % energía 4 94,0 % acueducto 4 89,6 % alcantarillado 4100,0 % telefonía fija y móvil.
Ha desarrollado el cluster de la caña de azúcar.
• Exporta el 43,8% de su producción.• Dos zonas francas.
Información suministrada por la Camará de Comercio de Cali.
• Dos aeropuertos internacionales.
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Los Negocios de EPSA
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Los negocios de EPSAGENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN COMERCIALIZACIÓN
Plantas: Alto y Bajo Anchicayá, Salvajina, Hidroprado Calima
230 kVTransporte
115 - 34,5y 13,2 kV Transporte
Mercado:Ventas a Tarifa
Mercado LiberalizadoHidroprado, Calima, Plantas Menores.
(919,6 MW hidráulico, 140 MW térmico)
Mercado Mayorista
Nacional Regional yDistribución
Local
Mercado Liberalizado Alumbrado Público
8% de la capacidad instalada en el país
2,6% de la transmisión nacional
5% de los clientes en Colombia
5% de las ventasnacionales
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Capacidad Instalada Neta de EPSA
37 37 37
40 140
140
140
140
1.200
915
906
906
924 96
3
1.01
8 1.1
1.1
1.1
140
140
140
140 14
800
1.000
400
600
200
400
0
2007
2008
2009
2010
P
2011
P
2012
P
2013
P
2014
P
2015
P
Té i PPA T ll (MW) Hid á li (MW)Térmica - PPA Termovalle (MW) Hidráulica (MW)
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Participación en el Si t Elé t i C l biSistema Eléctrico ColombianoCapacidad de generación
Por empresa Por tipo de recurso
ChivorTérmica (Gas),
26,71%
Térmica
7%
E.P.M.19%
Otros19%
Térmica (Carbón), 5,11%
Menor, 4,25%
Interconexiones1 50%
Hidráulica, 62,20%
Emgesa21%
EPSAGecelca9%
Isagen17%
, 1,50%
Eólica, 0,13%Cogenerador,
0,09%
8%
Fuente: XM, Septiembre de 2009
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Generación de EPSAGeneración de EPSA5.000
4.10
5
0 12 395 3.
855 4.
262
4.26
2
3.000
4.0003.
007
3.05
0
3.01
7
3.2 1 3.
2.000
1.000
0
2007
2008
2009
2010
P
2011
P
2012
P
2013
P
2014
P
2015
P
Hidráulica (GWh)
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Negocio de GeneraciónCAPACIDAD ENERGÍA
PLANTA
CAPACIDAD UNIDADES ENERGÍA INICIO DE OPERACIONES INSTALADA MEDIA
(MW) ANUAL (GWh)
Alto A hi á 355 3 1 291 1974Anchicayá 355 3 1.291 1974Bajo Anchicayá 74 4 330 1955Salvajina 285 3 1.050 1985Calima 132 4 180 1965Prado 51 4 193 1974
Plantas 6,71,811 7
344
32,8
10,4
Nima 1: 1914Nima 2: 1942Río Cali 1: 1910Río Cali 2: 1925
El negocio de generación supone unos ingresos de $573
menores 11,72,4
41 6,7
65,112,6
Río Cali 2: 1925 Río Frío 1: 1954Río Frío 2: 1996Rumor: 1940
Total 919,6 3.172supone unos ingresos de $573 mil millones de pesos anuales.
OTRAS CAPACIDAD CONTRATO INICIO DE INSTALADA EPSA OPERACIONES
(MW) (MW) Termovalle 210 140 1997Fuente: EPSA
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Negocio de Generación Cargo por ConfiabilidadCargo por Confiabilidad
7 7,6
50.000
44.2
87,8
45.2
64,0
47.1
42, 7
43.5
60,8
48.6
87
5 14,9
15,3
16,040.00031
.149
31.4
96
32.5
33
33.0
51,6
3 13,8
13,8 13
,9
14,2 14
, 5 1
14,020.000
30.000
2.38
5
2.37
1
2.36
4
2.39
9
3.18
9
3.18
9
3.24
4
2.92
4
3.18
0
13,1 13
, 3
10.000
2 2 2 2 3 3 3 2 3
12,00
2007
2008
2009
2010
P
2011
P
2012
P
2013
P
2014
P
2015
P
2 2 2 2 2 2
Ingresos por confiabilidad (Miles US$) Energía Firme (GWh) Tarifa (US$ / MWh)
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Negocio de Generación - TermovalleLa planta es operada con gas natural como combustibleprincipal y diesel como combustible de respaldo,buscando de esta manera un soporte para el suministrode electricidad frente a un evento climático de sequía.
CARACTERISTICAS
Capacidad: Nominal 205 MW, Contractual 199 MW
q
Capacidad Contratada
140 MW mediante PPA firmado en ago-96, inicia operación comercial el 17 dic-98.
Duración del Contrato 21 Años. Finaliza en 2018.Contrato
Ciclo Combinado.
Combustible Gas Natural (ACPM como sustituto). EPSA provee el combustible para toda la planta.
Ubicación: Zona Franca del PacíficoPalmira (Valle)
Generador Turbinas Vapor y Gas Westinghouse.
Propietario Planta Consorcio KRM-Marubeni.
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Negocio de TransmisiónCapacidad de
Importación MW500 Norte 350
220 Norte 600
RISAR ALDA
ACTUAL 2002
CAPACID AD DE IM PO RTACIO N (M W .)
Elemento Kms
220 Sur 200
Total 1.150Q UINDIO
500 NO RTE
220 NO RTE
220 SUR
200
600
200
350
600
200
TO TAL 1000 1150
Elemento No Potencia
Elemento KmsLíneas 220 kV 273
C HO C O
Elemento No. MVAS/E 220/115 kV 6 1.056
O CEAN OPACIFICO
TO LIM A
Sub.A lto Anchicayá
El negocio de transmisión genera unos ingresos aprox. de $27,4 mil millones de pesos anuales.
CAU CA C O N VEN C IO NES
LIN EA N O R TE A 220 KVSub.Sa lvajina
A Popayán( Energizada actualm ente a 220kv.)LIN EA A 500 KV
LIN EA SUR A 220 KVLINEA EPSA A 220 KVLINEA EPSA A 220 KV
Fuente: EPSA E.S.P.
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Negocios de Distribución y C i li ióComercialización
60020.000
5 30 443 455 467 479 492 505
400
15.000
403 415 43 4
10.000
267
474
593
714
839
986
137
266
368
200
5.000
17.
17.
17.
17.
17.
17.
18.
18.
18.
00
2007
2008
2009
2010
P
2011
P
2012
P
2013
P
2014
P
2015
P
Líneas de Distribución (Km) Clientes (´000s)
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Negocio de Distribución
973 Km. de Línea a 115 kV909 Km. de Línea a 34,5 kV
7.993 Km. de Línea a 13,2 kV
42 municipios atendidos
El negocio de distribución genera unos ingresos de $260,6 mil millones de pesos anuales.
Fuente: EPSA E.S.P.
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Negocio de Comercialización -Caracterización del Mercado de EPSACaracterización del Mercado de EPSA
430 mil clientesUrbano 76% Rural 24%Estrato 1, 2 y 3 89%430 mil clientes Estrato 1, 2 y 3 89%Crecimiento de clientes 3,2%
Venta de Energía 1.357 GWh/año Regulado 71% No regulado 29%
Facturación 419 mil millones/año Regulado 79% No regulado 21%
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Crecimiento y Desarrollo
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Crecimiento y Expansión EPSA
GENERACIÓN Duplicar capacidadinstalada
TRANSMISIÓN
Incrementar participación en el STN
y en las yinterconexiones
Crecimiento natural y t id d
DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
nuevas oportunidades de adquisición u
operación.Servicios de valor
Evaluar alternativas de internacionalización
Servicios de valor agregado
a ua a te at as de te ac o a ac óy diversificación de negocio relacionada
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Expansión en Generación
META MEDIANO PLAZO: Duplicar la capacidad de generación instalada (1.000 MW)( )
Ad i i ió
Capacidad en Portafolio actual: 1.500 MW
Factibilidad Contratación Construcción
Adquisición
Prefactib.Reconocim. 293 MW 175 MW 60 MW623MW350 MW
• Cucuana• Miel II
• Amaime• Tuluá Alto• Tuluá Bajo
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Las Centrales Hidráulicas en el Valle
Descripcion Unidades Bajo Tuluá
Alto Tuluá
Amaime
Caudal de Diseño m3/seg 12 9,25 12S lt 225 282 202
Alto Tuluá
Salto m 225 282 202Capacidad Instalada MW 19,84 19,91 18,6Energía Media Anual GWh/año 127 118 74Interconexión (34,5 kV) AmaimeOperación Comercial Ago-10
SE TuluáSegundo semestre de 2011p gg
Con Licencia Ambiental otorgada. En construcción.
Bajo TuluáRío Cauca
Amaime
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Amaime AVANCE TOTAL - 88,6%Presupuesto - MM$90 898Presupuesto MM$90.898
% Comprometido – 80%
Información al 31 de enero de 2010.
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Tuluás
AVANCE TOTAL - 35 5%Alto
AVANCE TOTAL 35,5%Presupuesto: MM$ 113.924% Comprometido: 73,7%
Bajo
AVANCE TOTAL - 29,6%Presupuesto: MM$118.509% Comprometido: 74,6%
Bajo
Información al 31 de enero de 2010.
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CucuanaDescripción Unidades Cucuana
Caudal de Diseño m3/seg 9,7Salto m 760Salto m 760Capacidad Instalada MW 55Energía Media Anual GWH/año 250Interconexión (115 kV)Línea de Transmisión Km 64
MirolindoLínea de Transmisión Km 64Enficc GWH/año 50
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Miel II
Descripción Unidades Miel II
Caudal de Diseño m3/seg 35,6Salto m 378Capacidad Instalada MW 120Energía Media Anual GWH/año 608Interconexión (220 kV)Línea de Transmisión Km 1,2Enficc GWH/año 184
Nueva
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Plan de Expansión
AMAIME ALTO TULUÁ
BAJO TULUÁ CUCUANA MIEL II TOTAL
C id d I t l d MW 18 6 19 9 19 8 55 0 120 0Capacidad Instalada - MW 18,6 19,9 19,8 55,0 120,0 233,3Energía Media Anual - GWh 74 118 127 250 608 1.177
Entrada en Operación Ago 2010 Jul 2011 Nov 2011 Dic 2012 Ago 2013
Avance proyecto (al 31 Ene 10) 88,6% 35,5% 29,6%Licitación y Aprobación
Junta D.
En trámite Licencia
Ambiental
Compromiso Energía en Firme 2014 a 2034 2014 a 2034Compromiso Energía en FirmePlantas (Subasta Energía) No No No 2014 a 2034
50 GWh-a2014 a 2034 184 GWh-a
Presupuesto proyecto – MM$ 90.898 113.924 118.509 194.525 455.326 973.182
• Se duplica la capacidad de generación.
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Evolución de Indicadores del Negociodel Negocio
35
Evolución de Indicadores de EPSA2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010p
M. Contribución (MM pesos) 430.230 475.740 497.216 514.166 650.053 649.384 664.520
EBITDA (MM pesos) 312.385 345.114 367.637 377.455 507.057 362.145 500.375ECONÓMICOS
UDI (MM pesos) 169.741 149.354 112.169 196.824 263.008 350.822 262.175
Energía Generada (GWh) 2.555 2.984 3.098 3.412 4.105 3.050 3.180
Disponibilidad (%) 89,64 91,92 95,61 96,64 97,57 97,06 94,0 GENERACIÓN
% Móvil Pérdidas 10,51 10,4 10,19 10,3 10 10 9,50
% Cobro 102 99 100 100 99,4 99,91 100
PÉRDIDAS
COBRO , ,
Reclamos / 10.000 Fact. 13 48 26 20 17 12 11
Plazo Resolución (Días) 2 2 5,7 2,6 2,4 2 2,0
SAIDI (h ) ND ND ND ND 42 4 27 22 7
COBRO
ATENCIÓN AL
SAIDI (horas) ND ND ND ND 42,4 27 22,7
SAIFI (Veces) ND ND ND ND 29,4 25,4 22,8
Plantilla (No.) 881 795 692 699 683 653 643
CALIDAD
RECURSO
36
Información Financiera
37
Balance General
71%
71%
73%
70%
64%
61%
61%
62% 64
%
75%5.000.000 El endeudamiento siempre es menor al 40%.
788
625
66 378
315.
353
2.36
7.50
6
2.41
0.25
4
2.45
1.52
4
2.54
8.98
5
45%
60%
3.000.000
4.000.000
6 83 4
2.20
7.7
2.24
8.6
2.18
9.16
2.22
3.3
2.3
30%2.000.000
921.
100
902.
151
826.
991
956.
856
1.27
8.41
2
1.50
7.19
6
1.57
2.58
1.51
6.06
4
1.41
1.07
7
0%
15%
0
1.000.000
2007
2008
2009
2010
P
2011
P
2012
P
2013
P
2014
P
2015
P
Patrimonio (COP MM) Pasivos (COP MM) Patrimonio / Activos
38
Ventas
791 400 000
1.600.000
1.800.000
CAGR 5 9%
5 408
4.71
9
1.34
4.84
6
1.45
2.92
5
1.53
0.6 7
1.000.000
1.200.000
1.400.000
CAGR 12,8%
CAGR 5,9%
3.47
6 980.
922
1.02
3.60
5
945.
879
1.10
9.4
1.17
4
600.000
800.000
71
0
200.000
400.000
0
2007
2008
2009
2010
P
2011
P
2012
P
2013
P
2014
P
2015
P
Ingresos por Ventas (COP MM)
39
Margen de Contribución por Negocio
8 785
34.0
63
1.000.000
CAGR 8 1%
CAGR 7,1%
2 055.10
8
0.34
2
30.2
17
351.
042
368.
149
381.
788
399. 43
600.000
800.000 CAGR 8,1%
16 4.94
5
9.04
2
4.30
3
389.
692
431.
121
493.
214
545.
712
570.
20
267.
250 28 31 33
200.000
400.000
246.
9 364
339
334
0
2007
2008
2009
2010
P
2011
P
2012
P
2013
P
2014
P
2015
P
Nota: Distribución incluye transporte, distribución y comercialización
2 2 2 2 2 2
Margen de contribución Distribución (COP MM) Margen de contribución Generación (COP MM)
2007 2008 2009 2010 P 2011 P 2012 P 2013 P 2014 P 2015 P Margen de contribución EPSA (COP MM) 514.166 650.053 649.384 664.520 740.734 799.270 875.002 945.497 1.004.268
40
EBITDA
99
53%
52% 53%
51% 53%
51%
51% 53
%
50%
60%
800.000
900.000
1.000.000
48%
7 5 .832
19.1
36
686.
013
747.
580
816.
39
35%
30%
40%
500.000
600.000
700.000
CAGR -1,4%CAGR 12,3%
699
377.
455 50
7.05
7
362.
142 50
0.37
5
568. 6
10%
20%
200.000
300.000
400.000 495.
6
0%
10%
0
100.000
2007
2008
2009
010
P
011
P
012
P
013
P
014
P
015
P
2008: Ingresos por Generación superior a la histórica.2009: Afectado por provisión contingencia Bajo Anchicayá
20 20 20 20 20 20
EBITDA (COP MM) Margen EBITDAEBITDA y Margen EBITDA sin contingencia Bajo Anchicayá
2009: Afectado por provisión contingencia Bajo Anchicayá.2010: Se estima que la Central de Amaime empiece a generar en agosto.
41
Utilidad Neta
406 90%
100%
400.000
450.000
CAGR 2 7%
350.
819
27.9
32
347.
292
355.
311
361.
049 42
2.
60%
70%
80%
300.000
350.000CAGR 21,2%
CAGR 2,7%
96.8
26 263.
008
262.
175 32
30%
40%
50%
150.000
200.000
250.000
1928
%
27% 34
%
28% 30%
30%
26%
25% 28
%
10%
20%
30%
50.000
100.000
0%0
2007
2008
2009
2010
P
2011
P
2012
P
2013
P
2014
P
2015
P
Utilidad Neta (COP MM) Margen NetoUtilidad Neta (COP MM) Margen Neto
42
Apalancamiento
Se presentó el mínimo de deuda financiera histórica en 2009 e incrementa a1,
41
,36
1,64
1,85
1,71
1,52
7
1,60
2,00
1.500.000
1.800.000
en 2009, e incrementa a niveles promedio a partir del 2010 debido a las necesidades de inversión.
75 146.
493
.173
.805
132.
784
3.86
80,93
0,75
1
1,2
1,20
900.000
1.200.000
30.9
52
0.36
3
271.
890
678.
354 93
3.8 1. 1 1.
1.03
3
55 7.05
7
42 0.37
5
568.
832
619.
136
686.
013
747.
580
816.
3990
0,40
0,80
300.000
600.000La Deuda /EBITDA nunca excede 2 veces.
53
470
377.
4 50
362.
1 500 5
0,000
2007
2008
2009
010
P
011
P
012
P
013
P
014
P
015
P
Se presentó en 2009 un mínimo histórico de 0,75x del indicador de Deuda Financiera Total/EBITDA,debido al apalancamiento originado por la venta de la participación en ISAGEN. Este indicador pasaa 1,85x en 2012 por el incremento de la inversión de expansión, para empezar a descender a partirde 2014 año que están en plena explotación las nuevas plantas de generación El promedio de 13
2 2 2 2 2 2
Deuda (COP MM) EBITDA (COP MM) Deuda / EBITDA
de 2014, año que están en plena explotación las nuevas plantas de generación. El promedio de 13años es de 1,4x.
43
Cobertura
11,9
8
12,00
14,001.000.000
6 .013
747.
580
816.
399
7,12 7,
86
7,78
7,21
8 00
10,00
600.000
800.00055 50
7.05
7
2 500.
375
568.
832
619.
136
686 7
5,95
7
6,14
5,69 6,
15
7
6,00
8,00
400.000
377.
45
362.
142
63.4
22
71.2
18
46.0
53
41.7
54
73.0
94
100.
824
120.
552
121.
481
113.
235
2,00
4,00
200.000
0,000
2007
2008
2009
2010
P
2011
P
2012
P
2013
P
2014
P
2015
P
EBITDA (COP MM) Intereses (COP MM) EBITDA / InteresesEBITDA (COP MM) Intereses (COP MM) EBITDA / Intereses
44
DeudaDeuda al 31 de diciembre de 2009: $271 890 MM
2%
38%
10%
Deuda al 31 de diciembre de 2009: $271.890 MM
98%
62%
90%
Corto Plazo Largo Plazo Mercado de Capitales Mercado Bancario USD COP
0%
Deuda prevista al 31 de diciembre de 2010 : $678.354 MM
20% 22%0%
80%
Corto Plazo Largo Plazo
78%
Mercado de Capitales Mercado Bancario
100%
USD COP
Dependiendo de las condiciones de mercado se exploraría realizar una segunda emisión en el segundosemestre de 2010 por un valor aproximado de $280.000 millones de pesos.
45
Programa de Emisión
46
Programa de Emisión y ColocaciónPrograma de Emisión y Colocación
Plan mediante el cual el Emisor estructura con cargo a un Cupo Global, lali ió d i i i d á l di Ofrealización de varias emisiones, de uno o más valores, mediante Oferta
Pública, durante un término establecido.
Cupo Global: – Es la suma de novecientos mil millones de pesos (COP $900.000.000.000) que
corresponde al monto total del Programa de Emisión y Colocación de Papelescorresponde al monto total del Programa de Emisión y Colocación de PapelesComerciales y/o Bonos Ordinarios, el cual podrá colocarse en una o variasemisiones.
– Se podrá solicitar un aumento del cupo global autorizado cuando este haya sido colocado en cuando menos el 50% o en forma totalcolocado en cuando menos el 50% o en forma total.
47
Programa de Emisión y ColocaciónPrograma de Emisión y ColocaciónVALORES A OFRECER EN EL PROGRAMA Papeles Comerciales y/o Bonos Ordinarios.
CUPO GLOBAL Novecientos mil millones de pesos m.l.($900 000 000 000)($900.000.000.000).
DESTINATARIOS DE LA OFERTA Inversionistas en general, incluidos fondos depensiones y cesantías.
OBJETIVOS ECONOMICOS DEL Los recursos de la colocación serán destinados a laó fOBJETIVOS ECONOMICOS DEL
PROGRAMA sustitución de pasivos financieros, el plan deinversiones de la compañía y capital de trabajo.
BOLSA DE VALORES Los valores están inscritos en la Bolsa de Valores deColombia S.A.
RNVE Los valores están inscritos en el Registro Nacional deValores y Emisores.
ADMINISTRADOR DE LAS EMISIONES La emisión será totalmente desmaterializada yadministrada por Deceval S.A.administrada por Deceval S.A.
ESTRUCTURADOR Y AGENTE LIDER COLOCADOR
Banca de Inversión Bancolombia S.A. CorporaciónFinanciera .
AGENTE COLOCADOR Valores Bancolombia S.A. Comisionista de Bolsa.
48
Primera Emisión de Bonos OrdinariosPrimera Emisión de Bonos OrdinariosMONTO DE LA EMISIÓN Cuatrocientos mil millones de pesos m.l.
($400.000.000.000).
SERIES Serie A en Tasa FijaS i C IPCSERIES Serie C en IPC
PLAZO DE LOS VALORES 7, 10 y 15 años.
PAGO DE CAPITAL Al vencimientoPAGO DE CAPITAL Al vencimiento.
VALOR NOMINAL $ 1.000.000
$10.000.000 No podrán realizarse operaciones en elVALOR MINIMO DE LA INVERSIÓN
$ p pmercado primario ni en el mercado secundario pordebajo de este límite.
REPRESENTANTE LEGAL DE TENEDORES DE BONOS Helm Trust S.A. DE BONOS
CALIFICACIÓN “AAA” otorgada por Fitch Ratings Colombia S.A.
49
Anexos
50
Responsabilidad SocialGrupos de InterésGrupos de Interés
ACCIONISTASENTIDADES E ACCIONISTASINSTITUCIONES
MEDIOS DE COMUNICACIÓN
Grupos deGrupos deinterésinterés
COLABORADORESCOMUNICACIÓN
CLIENTES
PROVEEDORES
SOCIEDAD
PROVEEDORES
51
Certificaciones de Calidad
Certificación de Calidad2008 – proceso deproducción de energía.
Certificación de Calidad2009 – todos los procesosde la Compañía.
Certificación Ambiental 2009– Producción de Energía,almacén Palmira y edificioYumbo.
52
Infraestructura Comercial
Oficinas comerciales OT 24 Horas Puntos de Atención Telefónica
Oficina Interactiva Centro de Control
53
Telecomunicaciones y Sistemas
OCEN
RECURSOS
MANTENIMIENTOOPERACIÓN
MAVIT
SIEPEOPLENET/TALENTOS
SGA
COMERCIALCOMERCIALCENTROS DE CONTROL
CLDCSM O-SGC
AGENDASSNR
SGDSGD
CSM
SCADA
AGENDASCOMERCIALES
BDIBDI
SGI
OCEN -MTTO
GMv10
SCE
54
Inversión de EPSA en Otras Sociedades
EMPRESA Porcentaje Participación
C ñí d El t i id d d T l S A E S P CETSA E S P 86 91%Compañía de Electricidad de Tulua S.A. E.S.P. CETSA E.S.P. 86,91%Promotora Miel II S.A. E.S.P. 64,97%Industria de Carbon del Valle del Cauca 37,30%Productora de Carbon de Occidente S.A. 13,91%Transoccidente S A E S P 10 00%Transoccidente S.A. E.S.P. 10,00%Ufinet Colombia S.A. 10,00%Termosur S.A. E.S.P. 8,33%Gases de Occidente S.A. E.S.P. 2,77%Hidrosogamoso S.A. 2,11%Hidrosogamoso S.A. 2,11%Promotora Hidroeléctrica Pescadero Ituango S.A. 1,62%Centro de Eventos Valle del Pacifico S.A. 0,34%Club de Ejecutivos del Valle 0,002%Gestión Energética S.A. E.S.P. GENSA S.A. E.S.P. 0,000978%gEMGESA S.A. E.S.P. (Betania S.A.) 0,00029%Distasa S.A. 0,0001%Acerias Paz del Rio S.A. 0,000007%Termocartagena S.A. E.S.P. 0,000004%
55
Estado de Resultados 2009Marzo de 2009
Millones Moneda LocalINGRESOSVentas de Electricidad
Real Ppto Var $ Var%1.023.605 916.246 107.359 12%
852.820 757.950 94.870 13%
Acumulado
Ventas de GasPrestación de Servicios EnergéticosPrestación de Servicios ProfesionalesOtras VentasIngresos diversosAprovisionamientos
2.641 1.374 1.267 92%148.119 147.881 238 0%
4.018 3.308 710 21%1.994 662 1.332 201%
14.013 5.071 8.942 176%-374 220 -317 810 -56 410 18%Aprovisionamientos
Compras de ElectricidadConsumos de Mat. primas Compras de Servicios energéticosOtros consumosMARGEN DE CONTRIBUCION
-374.220 -317.810 -56.410 18%-143.602 -94.138 -49.464 53%
422 -3.801 4.223 -111%-224.536 -214.235 -10.301 5%
-6.504 -5.635 -869 15%649.385 598.436 50.949 9%
Gastos de PersonalOtros GastosActivación gastos operativosTOTAL GASTOS OPERATIVOS NETOSEBITDADepreciación y amortización
-71.566 -56.683 -14.883 26%-222.253 -91.971 -130.282 142%
6.579 9.998 -3.419 -34%-287.240 -138.656 -148.584 107%362.145 459.780 -97.635 -21%-85 301 -83 690 -1 611 2%Depreciación y amortización
RESULTADO DE EXPLOTACION (EBIT)Gastos Financieros NetosResultado de Activos FinancierosResultado de Activos no FinancierosRESULTADO ANTES DE IMPUESTOS DE ACTIV.
85.301 83.690 1.611 2%276.844 376.090 -99.246 -26%-35.898 -89.783 53.885 -60%227.040 23.384 203.656 871%
-888 0 -888
CONTINUADASImpuesto sobre las Ganancias RESULTADO DEL EJERCICIO DE ACTIV. CONTINUADAS
467.098 309.691 157.407 51%-116.276 -80.670 -35.606 44%
350.822 229.021 121.801 53%
56
Flujo de Tesorería 2009
VentaAcciones
Cifras en Millones de pesos
Isagen
Ingreso por venta: $278.495 Mill pesos
Utilidad en la venta: $203.591 Mill de pesos
57
Inversiones 2009Millones de Pesos PRESUPUESTO REAL 2009Millones de Pesos 2009 REAL 2009
TOTAL INVERSIONES 191.170 149.862
GENERACION 150.123 110.102150.123 110.102
EXPANSIÓN GENERACIÓN 140.000 95.652 PLANTAS DE GENERACIÓN 10.123 14.451
DISTRIBUCION 41 047 39 76041.047 39.760 LINEAS (>=220 KV) 210 1.336 LINEAS (>=30 KV - < 220 KV) 446 550
SUBESTACIONES (>=220 KV) 3 353 3 880 SUBESTACIONES (> 220 KV) 3.353 3.880 SUBESTACIONES (< 220 KV) 8.693 12.303 REDES MT/BT 16.527 16.347
ELEMENTOS CONTROL DE ENE ELEMENTOS CONTROL DE ENE 0 1.179 OTRAS 11.818 4.165 TELECOMUNICACIONES 509 297
SISTEMAS SISTEMAS 5.872 2.307 OTRAS INSTALACIONES 5.437 1.561
58
Parámetros de ProyecciónMACROECONOMICOS 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Incremento IPP (%) Anual 3,39% 3,50% 3,60% 3,40% 3,40% 3,40%Incremento IPC (%) Anual 3,38% 3,80% 3,50% 3,50% 3,50% 3,50%Devaluación Anual (%) 2,73% 6,15% -2,47% -9,09% 2,78% 2,78%TRM Final 2 100 2 229 2 174 1 976 2 031 2 088TRM Final 2.100 2.229 2.174 1.976 2.031 2.088DTF Efectiva Anual (%) 5,11% 5,70% 6,10% 6,93% 6,58% 6,58%
GENERACIONGeneración Energía (GWh) 3.017 3.212 3.395 3.855 4.262 4.262Precio Medio Venta Contratos ($/KWh) 118,4 127,0 132,5 137,8 142,5 147,3GWh vendidos en contratos 2.129 2.501 2.540 2.699 2.984 2.984Precio Medio Venta Bolsa ($/KWh) 133,2 130,9 136,5 141,3 145,8 150,8GWh vendidos en bolsa 1.471 1.332 1.474 1.637 1.759 1.759Cogeneración, Termovalle y Otros Contrat. (GWh) 86 140 140 0 0 0Compras en Bolsa (GWh) 497 480 480 480 480 480Precio Medio Compra Bolsa ($/KWh) 126,8 123,7 129,0 134,0 138,5 143,2
DISTRIBUCIONPérdidas de Mercado 11,6% 11,7% 11,6% 11,6% 11,7% 11,7%Venta Energía No Regulada (GWh) 481 504 563 626 637 647Venta Energía Regulada (GWh) 916 933 923 908 944 985Venta Energía Regulada (GWh) 916 933 923 908 944 985Precio Medio Venta Energía ($/KWh) 333,9 357,4 368,4 374,8 385,8 399,8
Compras de Energía Comercializador 1.580 1.629 1.682 1.736 1.790 1.850Precio Medio Compra Energía ($/KWh) 118,2 128,9 134,0 137,1 141,8 146,6
Venta Energía Peajes (GWh) 285,8 282,5 282,5 282,5 282,5 282,5
Fuente: Bancolombia S.A.
59
Estado de Resultados Proyectado
Millones de pesos 2010 2011 2012 2013 2014 2015
INGRESOS OPERACIONALES 945.879 1.109.408 1.174.719 1.344.846 1.452.925 1.530.679APROVISIONAMIENTOS -281.359 -368.673 -375.449 -469.844 -507.428 -526.411MARGEN DE CONTRIBUCION 664.520 740.734 799.270 875.002 945.497 1.004.268GASTOS DE PERSONAL -54.193 -56.025 -58.154 -60.189 -62.296 -64.476GASTOS OPERATIVOS -116.566 -122.895 -129.412 -136.695 -143.972 -132.068ACTIVACIÓN GASTOS OPERATIVOS 6.614 7.018 7.432 7.895 8.350 8.675TOTAL GASTOS OPERATIVOS NETOS -164.145 -171.902 -180.134 -188.989 -197.918 -187.869EBITDA 500.375 568.832 619.136 686.013 747.580 816.399AMORTIZACIÓN Y DEPRECIACIÓN -87.380 -91.264 -96.268 -103.481 -109.851 -106.613PROVISIÓN INMOVILIZADO 0 0 0 0 0 0PROVISIÓN INMOVILIZADO 0 0 0 0 0 0EBIT (Utilidad Operacional) 412.995 477.568 522.868 582.532 637.728 709.786GASTOS FINANCIEROS -55.269 -53.652 -58.022 -83.890 -126.965 -116.393RESULTADO INVERSIONES FINANCIERAS 18.129 19.784 20.742 21.147 22.273 23.685RESULTADO ACTIVOS NO CORRIENTES -311 0 0 0 0 0BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS 375 545 443 701 485 588 519 789 533 036 617 078BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS 375.545 443.701 485.588 519.789 533.036 617.078IMPUESTO DE RENTA -113.370 -115.769 -138.296 -164.478 -171.987 -193.542BENEFICIO NETO 262.175 327.932 347.292 355.311 361.049 423.536
60
Balance General Proyectado
Millones de pesos 2010 2011 2012 2013 2014 2015
TOTAL ACTIVOS 3.180.234 3.593.765 3.874.702 3.982.837 3.967.588 3.960.062ACTIVO FIJO / NO CORRIENTE 2 976 543 3 350 451 3 619 446 3 674 336 3 645 456 3 622 072ACTIVO FIJO / NO CORRIENTE 2.976.543 3.350.451 3.619.446 3.674.336 3.645.456 3.622.072
INMOVILIZADO 2.967.034 3.340.942 3.609.937 3.664.826 3.635.947 3.612.563OTROS ACTIVOS NO CORRIENTES 9.509 9.509 9.509 9.509 9.509 9.509
ACTIVO CIRCULANTE 203.691 243.314 255.256 308.501 322.132 337.990CLIENTES 168.458 206.746 217.046 268.772 280.782 296.220ACTIVOS FINANC CORRIENTES 7 556 7 920 8 309 8 782 9 081 8 653ACTIVOS FINANC. CORRIENTES 7.556 7.920 8.309 8.782 9.081 8.653TESORERÍA 6.975 7.311 7.670 8.106 8.382 7.987OTROS ACTIVOS CORRIENTES 20.701 21.338 22.232 22.842 23.886 25.130
FONDOS PROPIOS 2.223.378 2.315.353 2.367.506 2.410.254 2.451.524 2.550.115
TOTAL PASIVOS 956.856 1.278.412 1.507.196 1.572.583 1.516.064 1.409.947PASIVOS NO CORRIENTES / LP 694.284 864.681 1.000.254 1.000.268 959.952 878.779
DEUDA FINANCIERA LARGO PLAZO 473.550 651.416 802.545 821.663 792.949 710.584PROVISIONES LARGO PLAZO 81.265 81.265 81.265 81.265 81.265 81.265OTROS PASIVOS NO CORRIENTES 139.469 132.000 116.444 97.340 85.739 86.930
PASIVOS CIRCULANTES 262.571 413.732 506.942 572.315 556.112 531.168DEUDA FINANCIERA CORTO PLAZO 204 803 282 459 343 948 352 141 339 835 304 536DEUDA FINANCIERA CORTO PLAZO 204.803 282.459 343.948 352.141 339.835 304.536PROVEEDORES Y OTROS 57.768 131.272 162.995 220.174 216.276 226.631
61
Flujo de Caja Proyectado
Millones de pesos 2010 2011 2012 2013 2014 2015
EBITDA 500 375 568 832 619 136 686 013 747 580 816 399EBITDA 500.375 568.832 619.136 686.013 747.580 816.399(+/-) Otras provisiones -113.370 -115.769 -138.296 -164.478 -171.987 -193.542
FLUJO BRUTO 387.005 453.064 480.841 521.535 575.593 622.857(+) Variación Circulantes Operativos Netos -72.430 -43.880 -11.042 -29.886 -37.710 -12.260EFECTIVO GENERADO POR LAS OPERACION 314.575 409.183 469.799 491.649 537.884 610.597(+) Variación Inmovilizado -343 515 -411 221 -356 853 -144 091 -79 690 -81 670(+) Variación Inmovilizado -343.515 -411.221 -356.853 -144.091 -79.690 -81.670(+) Variación Impuestos Diferidos 0 0 0 0 0 0(+) Variación Otros Pasivos No Corrientes -135.117 0 0 0 0 0FLUJO CAJA LIBRE -164.057 -2.038 112.946 347.558 458.194 528.928(+) Inmovilizado Financiero -56 0 0 0 0 0(+) Ingresos / Gastos Financieros -13.391 -17.526 -30.425 -62.307 -97.393 -86.320( ) g(+) Dividendos Pagados -227.970 -235.957 -295.139 -312.563 -319.780 -324.944(+) Variación Deuda Financiera Neta 405.474 255.521 212.618 27.312 -41.021 -117.663(+) Variación Patrimonio 0 0 0 0 0 0
SALDO FINAL 0 0 0 0 0 0