Informe para Inversionistas 1 Primer trimestre de 2010 · Informe para Inversionistas Primer trimestre de 2010 2 Contacto: Juan Felipe González Rivera Teléfono: 571 3268000 ext

Informe para Inversionistas

Primer trimestre de 2010

1

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

E mail: [email protected]

Bogotá D.C., Mayo de 2010

ÍNDICE

Resumen ejecutivo y hechos relevantes.

El 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

2010 Ene - Mar

2009 Ene - Mar

2009 Final

Ingresos operacionales (cop Mm) 129,032 141,553 545,246

Utilidad operacional (cop Mm) 76,461 92,873 331,073

Utilidad neta (cop Mm) 145,505 (255,852) 247,663

Ebitda UDM (cop Mm) 407,670 408,784 426,242

Volumen transportado (Mmpcd) 423 360 396

Capacidad contratada en firme (Mmpcd) 423 423 415

Calificación

S&P (23 02 09)

Fitch (11 02 10)

BB

BB

La Utilidad operacional se redujo a pesar de que el volumen transportado se incremento en cerca del

18%. Este comportamiento se explica, principalmente, por el impacto de la revaluación del peso sobre los

ingresos operacionales de la compañía (los ingresos indexados al dólar representaron el 58% del total de las

ventas en 1 T 10).

La caída en la Utilidad operacional se compensó con los buenos resultados no operacionales. La

revaluación del peso aumentó los ingresos por diferencia en cambio y redujo los gastos financieros. TGI

tiene el 100% de su deuda contratada en dólares por lo que los movimientos en el tipo de cambio tienen un

impacto importante sobre los resultados no operacionales.



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La utilidad neta de la compañía pasa de un valor negativo en 1 T de 2009 a uno positivo 12

meses después gracias a los resultados no operacionales y particularmente al comportamiento de la cuenta

diferencia en cambio.

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

Guajira (Ballena Barranca) Cusiana Fase I Cusiana Fase II

Capex (usd Mm) 168 171 199

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

Ampliación capacidad en (Mmpcd): 70 70 110

Nueva capacidad nominal 260 280 390

Capacidad contratada (31 - 03 -10) 99% 94% 84%

Ejecución (31 03 2010) 76.15% 65.31% 40.82%

En operación en: 1 S 10 3 T 10 1 T 11

Tabla Nº 3 - Estado de los proyectos de expansión en Perú (cifras estimadas)

Gasoducto regional de ICA

Capex (usd Mm) 287

Esquema de financiación 30% capital / 70% deuda

Longitud (km) 280

Capacidad (Mmpcd) 284

Inicio construcción: 2 S 10

Inició operación: 4 T 12

Duración concesión (años) 30

Estado de la contratación de la capacidad de los dos principales sistemas de la compañía:

- La capacidad del gasoducto de la Guajira (Ballena – Barranca), incluyendo la capacidad adicional que

debe entrar en operación 1S 10, se encuentra contratada en un 99% con contratos que se extienden

hasta diciembre de 2020.

- La capacidad de Cusiana, incluyendo la ampliación de la Fase I, se encuentra contratada en 94% hasta

diciembre de 2010. Dicha contratación baja al 84% al incluir la ampliación de la fase II con contratos

que se extienden hasta el 2020.

Estado de las obras de ampliación:

- En relación con la ampliación de la capacidad de Guajira la compañía ya recibió todas las unidades de

compresión y avanzó en la construcción de las obras civiles de las estaciones compresoras.

- En relación con la ampliación de la capacidad de Cusiana fase I se han realizado avances en la

construcción de los “loops” y la compañía ya recibió la totalidad de la tubería y los equipos de

compresión. Igualmente se avanza en las obras civiles de las estaciones compresoras.

- En cuanto a la fase II de Cusiana, la compañía adjudicó los contratos de construcción de los “loops” y la

interventoría de la obra. También recibió el 80% de la tubería y la totalidad de los equipos de

compresión.



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En el primer trimestre de 2010 se realizó el “road show” del proceso de colocación privada de acciones de

TGI y se dio apertura formal al proceso de selección de los inversionistas. La compañía espera finalizar el

proceso durante el segundo semestre de este año.

Se espera que la CREG defina en el segundo trimestre de este año la metodología para remunerar el

transporte de gas natural. Una vez se definida, la CREG aprobará los nuevos cargos de transporte para las

diferentes empresas.

Congas Perú (75% EEB; 25% TGI) se encuentra desarrollando la ingeniería detallada del “Gasoducto

Regional de Ica” (Usd 287 mm; se estima que entrará en operación en el 2012). También realizó las

audiencias públicas relacionadas con el Estudio de Impacto Ambiental y está a la espera de la aprobación por

parte del Ministerio de Energía y Minas. Adicionalmente, finalizó la negociación del contrato de suministro

con el productor de gas cuya suscripción final se espera en 2T10. Actualmente se encuentra trabajando en

el plan para desarrollar la red de distribución y está finalizando la negociación de los contratos de transporte

y los contratos comerciales con los clientes. El plan financiero del proyecto incluye un 30% de inversión de

capital (75% EEB y 25% TGI) y el 70% restante será financiado a través de deuda. La compañía ha iniciado

el proceso de contratación de un banco que lidere la consecución de los recursos.

Se obtuvo concepto favorable de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios respecto del proceso

de fusión de TGI y TCG. Se está tramitando la autorización de la Supersociedades.

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EL MERCADO DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA

Tabla N° 4 - Demanda de gas natural en Colombia- GBTU/d

2010

Ene – Feb 2009

Ene - Feb Var. %

2009 Final

Termoeléctrico 499 156 220.7 274

Residencial - comercial 149 153 -2.6 150

Industrial - Refinería 297 327 -9.1 328

Vehicular (GNV) 77 82 -7.0 80

Petroquímico 12 9 29.8 11

Demanda interna 1034 727 42.2 843

Exportación 65 198 -67.3 179

Total 1099 925 18.7 1022

Fuente: CNO – Gas

Durante el primer trimestre de este año el consumo de gas alcanzó un nivel record debido al incremento en

la demanda del sector térmico. Esta creció por dos razones: (▪) la necesidad de compensar la caída en la

generación hídrica como resultado de El Niño y; (▪) un crecimiento de la demanda de electricidad que se

viene observando desde noviembre del año pasado como resultado de la recuperación de la producción

industrial.

Debido a la alta demanda de gas para generación eléctrica, el Minminas priorizó la asignación del gas. Esto

explican la caída en el consumo de los sectores industrial y vehicular y las menores exportaciones a

Venezuela.

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DESEMPEÑO OPERACIONAL

El volumen transportado y el factor de uso de TGI crecen en forma importante gracias al aumento de la

demanda de gas por parte del sector térmico como consecuencia del bajo nivel de lluvias (El Niño).

La reducción en el indicador de disponibilidad se explica por las suspensiones que se realizaron en los sistemas

de Guajira y Cusiana para permitir los trabajos de ampliación de la capacidad de transporte.

El índice de pérdidas aumentó pero se encuentra muy por debajo del porcentaje reconocido por la regulación

dentro de la tarifa (1%). El aumento está relacionado con fallas en varios sistemas de medición como

consecuencia del volumen que actualmente está transportando el sistema, particularmente en el BOMT

Transgas de Occidente. La compañía está aplicando los correctivos necesarios para aumentar la confiabilidad de

los sistemas de medición.

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

Promigas en diciembre de 2009. 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 2.3 m.

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Tabla Nº 5 - Indicadores operacionales seleccionados 2010

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

2009 Final

Unidad

Capacidad total (1) 443 443 0 443 Mpcd

Volumen transportado (2) 423 360 17.6 396 Mpcd

Capacidad contratada en firme (3) 423 423 0 415 Mpcd

Factor de uso (4) 73.3 63.4 15.6 69.1 %

Disponibilidad (5) 99.3 99.5 (0.18) 99.3 %

Pérdidas (6) 0.66 0.01 6,500 0.21 %

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

Longitud gasoductos 2,206 2,314 (4.7) 2,193 Mi

Nota: Pies de página en anexo 6

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 6 - Volumen por transportador - Mmpcd 2010

Ene - Feb Participación

% 2009

Ene -Feb Participación

% 2009

Final TGI 422 40.8 360 52.2 396

Promigas 535 51.8 272 39.4 364

Otros 77 7.4 58 8.4 83

Total 1034 100 690 100.0 843

Fuente: TGI

Si bien en el primer trimestre de 2010 el volumen transportado por TGI creció el 17.6%, su participación de

mercado se redujo en 11.4 puntos porcentuales. La razón es que la mayor parte de la generación térmica se

encuentra ubicada en la zona de operaciones de Promigas y la producción de electricidad de las térmicas a gas

creció significativamente para compensar la caída en la generación hídrica (fenómeno de “El Niño”).

Gas Natural 25%

Ecopetrol 25%Gases de

Occidente16%

EPM 8%

Isagen 6%

Otros 20%Gas Natural

20%

Ecopetrol 27%

Gases de Occidente

16%

EPM 10%

Isagen 6%

Otros 21%

Ingresos por Cliente

2009 Ene - MarTotal : 55,207 Mm COP

2010 Ene - MarTotal: 63,858 Mm COP



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Tabla Nº 7 – Resumen de los clientes más importantes de TGI

Compañía Resumen Resumen Financiero 2009 (cop mm)

▪ 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

A 31 de marzo del 2010 TGI contaba con 47 clientes. El 79% de sus ventas están focalizadas en 5 de ellos

considerados empresas financieramente sólidas en el ámbito local e internacional.

Tabla N° 8 - Estructura contractual

2010

Mar

2009 Mar

Tipo de contrato No Volumen Mmpcd

Vida remanente (promedio años)

No Volumen Mmpcd

Vida remanente (promedio años)

Firmes (1) 68 423 4.2 72 423 5.6

Interrumpibles (2) 11 20 0.67 4 9 1.6 Firmes ampliación Guajira 12 7.2 12

Firmes ampliación Cusiana 15 10.7 6


A pesar del menor número de contratos en firme, el volumen contratado bajo esta modalidad permanece

constante gracias a que entre el último trimestre del año pasado y el primero de 2010 se realizaron nuevas

contrataciones, particularmente en el sistema de Cusiana.

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DESEMPEÑO FINANCIERO

La caída en las ventas totales de la compañía se explica por la revaluación del peso frente dólar. Una porción

importante de la tarifa a los usuarios finales (la que retribuye las inversiones) está indexada al dólar. El

descenso en el tipo de cambio no fue compensando por el mayor volumen transportado (63 Mpcd) pues la

mayor parte de este volumen, también está indexado al dólar. La tasa promedio de facturación durante el

primer trimestre de 2010 fue de Cop 1,948 / usd, mientras que en el primer trimestre del año pasado fue de

Cop 2,512 / Usd (una caída del 22.5%).

Los cargos variables, que tienen un mayor componente indexado al dólar, aumentaron su participación gracias

al incremento del volumen transportado de un período a otro. Por último, los cargos ocasionales reducen su

participación debido a la disminución de la tasa de cambio y a que la mayor demanda de gas obligó a los

remitentes a contratar mayor firmeza.

Tabla N° 9 - Estructura de los ingresos 2009

Final 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


Tabla Nº 10 - Indicadores financieros seleccionados

Mm COP Variación Mm COP Mm USD

2010 Ene - Mar

2009 Ene - Mar

COP % 2009 Final

2010 Ene -Mar

2009 Ene - Mar

Ventas 129,032 141,553 (12,521) (8.8) 545,246 66.9 55.3 Utilidad operacional 76,461 92,873 (16,412) (17.7) 331,073 39.6 36.3 Margen operacional % 59.3 65.6 0 (9.7) 60.7 53.3% 65.6% EBITDA UDM (1) 407,670 408,784 (1,114) (0.3) 426,242 211.4 159.6 Margen EBITDA % 75.7 82.2 0 (7.8) 78.2 75.7% 82.2% Utilidad neta 145,505 (255,852) 401,357 (156.9) 247,663 75.4 (99.9) Nota: Pies de página en anexo 4

Ventas indexadas al

USD

58%

Ventas en COP42%

Ventas indexadas al

USD

65%

Ventas en COP35%

Participación por tipo de moneda

2010

Ene - Mar

2009

Ene - Mar

Ventas cargos capacidad

72%

Ventas cargos variables

19%

Ventas cargos ocasionales

4%

Otros ingresos5%

Ventas cargos capacidad

72%

Ventas cargos variables

16%

Ventas cargos ocasionales

9%

Otros ingresos3%

2010

Ene - Mar2009

Ene - Mar

Participación por tipo de cargo

Ventas totales Ene - Mar 2009: 129,032 Mm COP

Ventas totales Ene - Mar 2010: 141,553 Mm COP



9



314.661 318.399255.191

93.009 90.385

92.144

Mar-10 Mar-09 Mar-08

Desagragación EBITDA UDM

Utilidad Operacional UDM Depreciaciones, amortizaciones y provisiones UDM

407.670 408.784

347,335

Tabla Nº 11 - Resultados operacionales Mm COP Variación Mm COP Mm USD

2010 Ene – Mar

2009 Ene – Mar

COP % 2009 Final

2010 Ene - Mar

2009 Ene – Mar

Ingresos operacionales 129,032 141,553 (12,521) (8.8) 545,246 66.9 55.3 Costos operacionales 44,606 42,665 1,941 4.5 175,235 23.1 16.7

Operación y mantenimiento 25,234 21,228 4,007 18.9 89,925 13.1 8.3 Provisiones, depreciaciones y amortizaciones

19,372 21,438 (2,066) (9.6) 85,311 10.0 8.4

Utilidad bruta 84,426 98,888 (14,462) (14.6) 370,010 43.8 38.6 Gastos admon. y operativos 7,964 6,015 1,950 32.4 38,937 4.1 2.3

Personal y servicios generales 6,063 4,019 2,044 50.9 29,079 3.1 1.6 Provisiones, depreciaciones y amortizaciones

1,902 1,995 (93) (4.7) 9,859 1.0 0.8

Utilidad operacional 76,461 92,873 (16,412) (17.7) 331,073 39.6 36.3

La menor Utilidad operacional se explica por: (▪) Los menores Ingresos operacionales como consecuencia de la

revaluación del peso; (▪) Los mayores Costos operacionales, principalmente por el aumento en el consumo de

gas natural en las estaciones de compresión y; (▪) Los mayores gastos administrativos debido a un acuerdo de

servicios de TGI con EEB (su casa matriz).

El aumento en los Costos de operación y mantenimiento (cop 4,007) tiene dos explicaciones: (▪) un mayor

consumo de gas en las estaciones compresoras de TGI (Cop 2,330 mm) debido al mayor volumen transportado

y (▪) Una contribución (Cop 2,300 mm) dejada de pagar pues TGI consideró que no era sujeto de este

impuesto. En el próximo trimestre, la compañía reclasificará este valor llevando la mayor parte a gasto no

operacional.

El aumento de los gastos administrativos (Cop 1,950 mm) se explica por: (▪) el acuerdo de servicios suscrito

entre TGI y EEB para apoyar a la primera en temas de evaluación de proyectos, legales, administrativos, de

tecnología, entre otros (Cop 1,400 mm en 2010 vrs. Cop 577 mm en 2009). El acuerdo entró en vigencia en

marzo de 2009 y; (▪) El aumento de la cuenta de servicios personales por el pago bonificaciones por el

cumplimiento de las metas del año 2009 (cop 457 mm).



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Tabla Nº 12 - Resultados no operacionales

Mm COP Variación Mm COP Mm USD 2010

Ene - Mar 2009

Ene - Mar COP % 2009

Final 2010

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Utilidad Operacional 76,461 92,873 (16,412) (17.7) 331,073 39.6 36.3 Ingresos no operacionales 137,542 75,625 61,916 81.9 254,140 71.3 29.5 Financieros (1) 1,501 5,436 (3,934) (72.4) 14,028 0.8 2.1

Diferencia en cambio (2) 132,453 0 132,453 223,313 68.7 0 Valoración coberturas (3) 0 69,874 (69,874) 100.0 0 0 27.2 Otros 3,587 406 3,181 783.6 16,799 1.9 0.2

Gastos no operacionales 62,413 419,545 (357,132) (85.1) 315,976 32.4 163.8 Financieros (4) 55,104 66,814 (11,711) (17.5) 226,841 28.6 26.1

Diferencia en cambio (5) 0 351,365 (351,365) (100.0) 0 0 137.2 Valoración coberturas (6) 7,675 0 7,675 86,652 4.0 0 Otros (366) 1,365 (1,731) (126.8) 2,482 (0.2) 0.5

Utilidad antes de impuesto de renta 151,590 (251,047) (402,637) (160.4) 269,237 78.6 (98.0) Impuesto de renta 6,085 4,805 1,280 26.6 21,574 3.2 1.9

Utilidad neta 145,505 (255,852) 401,357 (156.9) 247,663 75.4 (99.9) Nota: Pies de página en anexo 4

A diferencia del primer trimestre de 2009, durante los tres primeros meses de este año el peso se revaluó (6%).

Este comportamiento tuvo una incidencia alta en los siguientes resultados no operacionales: (▪) La Diferencia en

cambio que pasó de ser negativa en 2009 a positiva en 2010. La diferencia en cambio refleja la valoración de la

deuda que está totalmente contratada en dólares; (▪) la valoración de las coberturas pasa de un valor positivo a

uno negativo compensado parcialmente los ingresos por diferencia en cambio y; (▪) la reducción de los gastos

financieros en pesos.

El incremento de los Otros ingresos se debe a la recuperación por litigios y demandas (Cop 1,538 m) y

provisiones de ejercicios anteriores (Cop 1,798 m).

Tabla Nº 13- Indicadores de deuda 2010

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Unidad

Deuda neta (1) / EBITDA UDM (2) OM: < 4,8

3.14 4.05 Veces

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

2.02 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 9.50% 03-Oct-2017

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




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Los mejores indicadores de apalancamiento y cobertura reflejan el impacto de la revaluación del peso sobre el

valor de la deuda y sobre el gasto financiero en pesos.

Tabla Nº 15 - Capex

Mm COP Variación Mm USD

2010 Ene - Mar

2009 Ene - Mar

COP Var % 2010 Ene - Mar

2009 Ene - Mar

Inversión (1) 68,568 3,741 64,827 1,733 35,553 1,461

Mantenimiento (2) 825 324 501 155 0,428 0,127


La inversión en el primer trimestre de este año está compuesta por Cop 66,315 mm invertidos en el proyecto de

expansión de Guajira, Cop 2,181 mm relacionados con el gasoducto de Cusiana. También se invirtieron Cop 73

mm en la construcción de una variante (Checua).

El inversión de mantenimiento estuvo compuesta por: Cop 485 mm utilizados en la instalación de un sistema de

monitoreo y Cop 340 mm restantes en la compra de equipos de oficina y computo, entre otros.

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Tabla Nº 14 - Desagregación - Cop m 2010

Ene - Mar 2009

Ene – Mar EBITDA UDM 407,670 408,784 Deuda Bruta 1,446,443 1,920,908 Efectivo e inversiones temporales 165,502 265,323 Deuda Neta 1,280,941 1,655,585

Intereses UDM 201,846 206,377

3,644,05

3,14

1 T 20081 T 20091 T 2010

Deuda neta / EBITDA UDM

1,921,982,02

1 T 20081 T 20091 T 2010

EBITDA UDM / Intereses



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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:

− Tercer trimestre de 2009: 2,561.2 COP/USD

− Tercer trimestre de 2010: 1,928.6 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.

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 y cuenta dentro de sus accionistas (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 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.

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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. Regresar al índice



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Anexo 6: Notas al pie de los cuadros

Pies de página tabla Nº 5: Indicadores Operacionales Seleccionados; Pag 5

(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 8: Estructura contractual; Pag 7

(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 9: Estructura de ingresos; Pag 8

(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 10: Indicadores financieros seleccionados; Pag 8

(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 12: Resultados no operacionales; Pag 10

(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; Pag 10

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 15: Capex; Pag 11



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(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 para Inversionistas 1 Primer trimestre de 2010 · Informe para Inversionistas Primer trimestre de 2010 2 Contacto: Juan Felipe González Rivera Teléfono: 571 3268000 ext