PRESENTADORES
Juan Ricardo Ortega | Eduardo Uribe | Karen Guzmán | |||||
Jorge Tabares | |||||||
Presidente | Director de Sostenibilidad | Gerente Financiamiento y | |||||
Vicepresidente Financiero | y Comunicaciones | Relación con el Inversionista |
3
SÍNTESIS DE RESULTADOS
Resultado operacional estable en medio de un trimestre con un marcado efecto de revaluación del COP
COP B | $ 251 | 13.2% | 9% | 14.5% | 10% | 5.7% | ||||||
Dividendo aprobado | Rentabilidad por | a/a | ROE UDM | a/a | ROA UDM | |||||||
dividendo3 | ||||||||||||
2.6 | EBITDA ajustado2 por segmento de negocio | |||||||||||
2.4 | ||||||||||||
COP B | Δ a/a | |||||||||||
2.1 | 2.1 | 13% | 16% | Generación Energía | -57.5% | |||||||
1.9 | 1.7 | 1.9 | 2.1 | Transmisión Energía | -5.8% | |||||||
1.6 | ||||||||||||
1.3 | 1.5 | 26% EBITDA 1T24 25% | Distribución Energía | -6.3% | ||||||||
-17.6% a/a | ||||||||||||
1.2 | Transporte Gas | |||||||||||
1.0 | +1.6% | |||||||||||
1.2 | 0.9 | 20% | ||||||||||
Distribución Gas | -2.6% | |||||||||||
0.7 | ||||||||||||
0.9 | ||||||||||||
0.6 | ||||||||||||
0.8 | EBITDA de Compañías operadas 0.9 B| -5.6%a/a | |||||||||||
0.7 | ||||||||||||
0.5 | ||||||||||||
1T21 | 1T22 | 1T23 | 1T24 | Elección de | Lanzamiento | Alta calificación en | Nueva central de | |||||
EBITDA Operacional | 4 | Enlazanet - internet | estudio sobre gestión de | generación solar de | ||||||||
Dividendos de no-controladas | nueva Junta | de fibra óptica en | impactos ASG hecho por | Electro Dunas 500 | ||||||||
Ingresos operacionales 1 | EBITDA Ajustado 2 | Utilidad Neta 1 | ||||||||||
Directiva | La Guajira | Corficolombiana | KWp5 | |||||||||
(1) Ingresos operacionales consolidados y UN consolidada (participación controladora y no controladora). (2) EBITDA ajustado del trimestre, incluye los dividendos decretados de las compañías asociadas y negocios conjuntos. (3) Calculado sobre el precio de la acción al cierre del año 2023 (4) Dividendos decretados por
Compañías No-Controladas. (5) Kilovaltio pico es el potencial máximo de energía al que llega un panel solar. | 4 |
ENTORNO MACROECONÓMICO Y DE INDUSTRIA
COL
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
Reservas hídricas - Colombia (GWh)
59.9%62.1%65.4%72.4%81.2%79.8%73.7%72.8%74.8%70.2%57.1% 43.8%
32.9%
31.5%
Conversación constante y activa con
diferentes actores del sector dados los desafíos presentados por "El Niño"
Crecimiento del 7.7% a/a en la demanda de energía nacional acumulada
Demanda de Gas Natural en Colombia entregada a través del SNT (GBTU- día)
Precio de energía en bolsa - Colombia ($/kWh)
Variación USDCOP de -17.8% a/a, IPPCol -2.2% a/a y IPCCol 7.4% a/a
PER
Crecimiento Generación termo - anual %
80.0%
60.0%
40.0%
20.0%
0.0% -20.0%-40.0%
-60.0%
1,800,000
1,600,000
1,400,000
1,200,000
1,000,000
Producción Fiscalizada de Gas Natural (MPCD)
Estado de Fenómeno de El Niño "no activo"
Actividad económica creció 2.8% a/a (feb24)
- mejor registro en 20 meses
Sector pesca sufre contracción del 31%
a/a (feb24)
Estimación crecimiento del PIB de 2.09%
Índice de Precios al Consumidor Amplio (IPCA) acumulado a Marzo 2024 de 1.45%
Inflación del 3.2% a/a en marzo 2024
BRA
Tasa SELIC 10. 5% - se esperan reducciones adicionales en | GUAT | Crecimiento | anual |
el año | esperado del PIB del 3.5% |
Adjudicación de 15 lotes en subasta de transmisión
5
HITOS OPERACIONALES
ENERGÍA
GAS
Transmisión
-
Adjudicación de nuevo
transformador Bolívar 500/220 Kv Bolívar, por la UPME con un ingreso anual esperado de USD 1.6 millones por 25 años. - Certificación de Conecta bajo norma ISO22301
COLOMBIA
2,195 km
99.88%
disponibilidad de infraestructura
PERÚ
11,067 km
BRASIL
5,249 km
GUATEMALA
636 km
Distribución
- Culminación de construcción Subestación Chiribamba 220 kV en Electrodunas con un costo de ejecución de USD 11 millones.
- "CrediDunas" con nuevos créditos por más de PEN 1 millón
- Demanda de energía en zona de influencia Enel Col. +2.9% a/a
COLOMBIA
3,883,924
Colombia clientes
397,098
clientes
PERÚ
274,792
clientes
Generación
• Inauguración | de |
Parques Solares | La |
Loma 420GWh/año y El Paso 203.5 GWh/año de Enel Col.
- Disponibilidad del 84%
en | plantas | de |
generación de energía de Enel Col.
COLOMBIA
4,102 MW
Colombia capacidad instalada
PERÚ
37 MW
capacidad instalada
Transporte
En coyuntura de El Niño:
- Crecimiento de volumen promedio transportado +0.9% a/a.
- Aumento del factor de disponibilidad +0.7% a/a.
COLOMBIA
4,033 km
gasoductos
473 Mpcd
Vol transportado
3,289 km
gasoductos
525 Mpcd
Vol transportado
Distribución
• 50,206 | nuevas |
conexiones en Cálidda.
- Ritmo de conexiones residenciales acelerado al cierre del 1T24 en Contugas: 5,358
COLOMBIA
3,601,743
clientes
PERÚ
17,142 km
extensión red
786 Mpcd
vol facturado
662 Mpcd
vol transportado
No controladas | 6 |
DESEMPEÑO FINANCIERO
Ingresos, costos y gastos impactados principalmente por revaluación del peso
Ingresos Operacionales | Costos Operacionales | ||||||||
COP mM | |||||||||
COP mM | |||||||||
-210|-9.9%a/a | |||||||||
2,121 | 1,187 | ||||||||
1,911 | |||||||||
183 | Distribución | 131 | |||||||
Distribución | 176 | -4.1% | |||||||
345 | Energía | 96 | |||||||
Energía | |||||||||
307 | -11.1% | 165 | |||||||
Transmisión | Efecto por | Transmisión | |||||||
495 | conversión | Energía | |||||||
Energía | |||||||||
526 | +6.2% | -256 a/a | |||||||
Transporte | Transporte | ||||||||
Gas Natural | |||||||||
Gas Natural | 795 | ||||||||
Distribución | 1,098 | Distribución | |||||||
903 | |||||||||
-17.7% | Gas Natural | ||||||||
Gas Natural | |||||||||
-173|-14.6%a/a
1,014
107 -18.3%
102 +6.2%
176 +6.4%
629 -20.8%
Efecto por conversión
+169 a/a
1T231T24
Gastos Administrativos
COP mM | -16|-6.7%a/a |
Distribución | 245 | 229 | ||
23 | ||||
Energía | 18 | -23.3% | ||
14 | ||||
Transmisión | 39 | 15 | +4.0% | |
Efecto por | ||||
Energía | 47 | +18.9% | conversión | |
Transporte | 101 | +23 a/a | ||
Gas Natural | 82 | -18.4% | ||
Distribución | ||||
Gas Natural | ||||
Corporativo | 68 | 58 | -14.0% |
1T231T24
1T231T24
Utilidad Operacional a Utilidad Neta
COP mM
-2.7%a/a
-11.2%a/a
(1) | Segmento de Transmisión de Energía incluye: Transmisión Colombia y Filiales de transmisión en Guatemala (Trecsa, EEBIS y Conecta). | 7 |
DESEMPEÑO FINANCIERO
Crecimiento leve de método de participación y ejecución de CAPEX liderada por Transmisión Colombia y Cálidda
Método de participación patrimonial
COP mM
586 vs 578 | +1.3% a/a
Capex | 1,415 | |
USD M | 457 | |
Proyección | ||
30 | ||
327 322
34 41
1T24 1T23
84 71
39 38 34 48
33 35 27 30
404 | 5 años | |||
24 | ||||
250 | 259 | |||
273 | 19 | |||
182 | 150 | 145 | ||
58 | 23 | 25 | ||
91 | ||||
8 | 46 | 89 | 78 | |
53 | 119 | 32 | ||
5 | 62 | 31 | 33 | |
Enel | Gebbras | Argo | CTM | Promigas Vanti | REP |
Colombia | 1T24 | 1T23 | |||
- Promigas (+38.8%) explicado por mayores utilidades, producto de mayores volúmenes transportados en el trimestre.
- Gebbras (+18.6%) explicado por las mayores utilidades de las cuatro concesiones de participación conjunta con Eletrobras.
- ENEL (-1.5%) explicado por las menores utilidades del trimestre (-1.6% a/a).
- ARGO (-15%)explicado principalmente por efecto conversión dada la apreciación del COP frente al BRL, y la variación a/a del IPCA.
24 | 27 | 7 | 9 | ||||||
3M24 | 2024P | 2025P | 2026P | 2027P | 2028P | ||||
Distribución Gas Natural | Transporte Gas Natural | Transmisión Electricidad | Distribución Electricidad | ||||||
- Ejecuciones de CAPEX en 1T24 lideradas por el negocio de Transmisión Colombia (USD 50 M) y Cálidda (USD 22 M), representando el 80% del Capex total
- Proyección de CAPEX asciende a USD 1,415 M dada la adición de proyectos de inversión en transmisión a ejecutarse en Guatemala por nuestra filial Conecta Energías.
8
DESEMPEÑO FINANCIERO
Resultados resilientes ante entorno retador
EBITDA Ajustado1
COP mM
-17.6%a/a
2,145
-6
El 43% del EBITDA Ajustado del trimestre proviene de
compañías controladas
Disminución EBITDA trimestral a/a | COP 4.7 B |
explicado por cambios de cálculo | |
EBITDA Ajustado UDM | |
en EBITDA y revaluación del COP | |
EBITDA Controlado por Compañía
COP mM | ||||||
Part. % | Var. % | |||||
TGI | 48 | +3 | ||||
Cálidda | 21 | -14 | -5.6% a/a | |||
Transmisión | 17 | +2 | 932 vs 986 | |||
Colombia2 | 1T24 | 1T23 | ||||
Otros | 14 | -22 | ||||
EBITDA Ajustado1 por segmento | ||||||
COP mM | ||||||
Generación | 2,603 | |||||
Energía | 2,145 | |||||
Distribución | 675 | |||||
287 | -57.5% | |||||
Energía | ||||||
Transmisión | 599 | 561 | -6.3% | |||
Energía | 455 | -5.8% | ||||
Transporte | 428 | |||||
Gas Natural | 525 | 533 | +1.6% | |||
Distribución | 340 | 331 | -2.6% | |||
Gas Natural | ||||||
1T23 | 1T24 | |||||
(1) EBITDA ajustado incluye los dividendos decretados de las compañías asociadas y negocios conjuntos. (2) Negocio de Transmisión Colombia incluye: Sucursal de Transmisión GEB, Elecnorte, y Enlaza. | 9 |
DESEMPEÑO FINANCIERO
Gestión eficiente del portafolio de deuda con enfoque estratégico en gestión de vencimientos y abonos a capital
Deuda bruta e indicadores1 | Deuda por moneda | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
3.5x | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
USD M | USD M | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
4,341 | 4,784 | Deuda Neta / | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
IBR 20% | 3% | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
2% | EBITDA UDM2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
33% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
14% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4.7x | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
PEN | EBITDA UDM2 / | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
COP | Gastos Financieros | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
83% | 65% | USD | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
4,784 | 490 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
SOFR 34% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Posición de caja | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1T23 | 1T24 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
IPC 9% | Gestión proactiva priorizando vencimientos 20243 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
Fija 37% | 926 | 297687 | USD M | |||||||||||||||||||||||||||||||||
646 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
409 | 630 | 509 | 596 | 482 | 453 | |||||||||||||||||||||||||||||||
48% GEB | 52% Filiales | 320 | 400 | 300 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
141 | 120 | 28 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Costo de la | 13.6% | 6.4% | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | ||||||||||||||||||||||||||||
deuda | COP | USD | Sindicado | Créditos | Sindicado Club Deal Bono Intl. Bono Intl. | Crédito | ||||||||||||||||||||||||||||||
Contugas | Cálidda4 | GEB | TGI | TGI5 | GEB | GEB6 | ||||||||||||||||||||||||||||||
(1) Valores de deuda nominales. (2) EBITDA ajustado últimos doce meses, incluye los dividendos decretados de las compañías asociadas y negocios conjuntos. (3) Vencimientos de 2033 en adelante USD 892 M. (4) | Créditos Cálidda: Crédito Sindicado por USD 350 M, Crédito | 10 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
Nova Scotia por USD 200 M y Crédito CAF por USD 60 M. (5) Valor del bono 2028 TGI refleja el valor de COP equivalente. (6) Crédito suscrito por GEB con Banco Davivienda. |
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Grupo Energía Bogotá SA ESP published this content on 16 May 2024 and is solely responsible for the information contained therein. Distributed by Public, unedited and unaltered, on 16 May 2024 23:11:01 UTC.