Download - BONOS ORDINARIOS DE CELSIA S.A. E.S.P. POR … r4 II_14_BONOS CELSIA_R… · fundamentado en los estados financieros consolidados de Celsia los cuales incluyen a Zona Franca Celsia

Contactos:

Alba Luz Buitrago Junco [email protected]

María Carolina Barón Buitrago [email protected]

Comité Técnico: 16 de Octubre de 2014

Acta No. 671

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CAL-C-COR-FOR-05 R5

BONOS ORDINARIOS DE CELSIA S.A. E.S.P. POR $800.000 MILLONES

REVISIÓN PERIÓDICA

Deuda de Largo Plazo AA+

Cifras en millones al 30 de junio de 2014*Activos Totales: $7.673.781. Pasivo: $2.615.164.

Patrimonio: $3.437.592. Utilidad Operacional: $499.732. Utilidad Neta: $168.992.

Historia de la calificación: Calificación Inicial Oct./13: AA+

* Corresponde a la información financiera de Celsia S.A. E.S.P. a nivel consolidado. CARACTERÍSTICAS DE LOS BONOS:

Títulos: Bonos Ordinarios Celsia S.A. E.S.P. Emisor: Celsia S. A. E.S.P. (en adelante Celsia). Monto Calificado: $800.000 millones Monto Colocado: $800.000 millones Fecha de Emisión y Colocación: 11 de diciembre de 2013 Características de los bonos:

Administrador: Depósito Centralizado de Valores S. A. Representante Tenedores: Alianza Fiduciaria S.A. Agente estructurador: Banca de Inversión Bancolombia S. A. Corporación Financiera. Agente líder colocador: Banca de Inversión Bancolombia S. A. Corporación Financiera. Agentes colocadores: Valores Bancolombia S.A. Comisionista de Bolsa, Corredores Asociados S.A.

Comisionista de Bolsa y BTG Pactual S.A. Comisionista de Bolsa.

INTRODUCCIÓN El análisis presentado en este reporte está fundamentado en los estados financieros consolidados de Celsia los cuales incluyen a Zona Franca Celsia S.A. E.S.P. - ZFC, Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. – EPSA (la cual es accionista del 87% de la Compañía Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. – CETSA) y la información individual de Celsia S.A. E.S.P. Esta situación representa un cambio respecto a la calificación inicial (cuando el análisis estaba basado en los estados financieros individuales del Emisor), el cual está sustentado en: 1) si bien es Celsia a nivel individual quien emitió los bonos objeto de esta calificación, las tres compañías mencionadas anteriormente son vistas como una sola para el establecimiento y seguimiento del Plan Estratégico, la consecución de los objetivos planteados para el año 2021 (conocidos como MEGA 2021), el control

del nivel de endeudamiento y la definición de las políticas de gobierno corporativo; y 2) el impacto a nivel operacional y financiero de las compañías que Celsia adquirirá como parte de su estrategia de expansión internacional (hecho anunciado en agosto de 2014) no se verá reflejado directamente en los estados financieros individuales sino en los consolidados, como resultado de la estructura societaria planteada para esta operación (Anexo No. 3). No obstante, para consulta del lector en los anexos No. 1 y 2 se presentan los estados financieros consolidados e individuales de Celsia y de sus subsidiarias, así como sus principales indicadores. 1. FUNDAMENTOS DE LA CALIFICACIÓN El Comité Técnico de BRC Standard & Poor’s en Revisión Periódica mantuvo la calificación AA+ en

SeriePlazo

(años)

Monto

(millones)Tasa Pago Intereses Vencimiento Pago Capital

E3 3 83.620$ IBR + 2,17% N.M.V. Mes Vencido 2016 Vencimiento

D6 6 263.650$ IPC + 4,30% E.A. Trimestre Vencido 2019 Vencimiento



Bonos Ordinarios Celsia S.A. E.S.P.

Una calificación de riesgo emitida por BRC Standard & Poor’s es una opinión técnica y en ningún momento pretende ser una recomendación para comprar, vender o mantener una inversión determinada y/o un valor, ni implica una garantía de pago del título, sino una evaluación sobre la probabilidad de que el capital del mismo y sus rendimientos sean cancelados oportunamente. La información contenida en esta publicación ha sido obtenida de fuentes que se presumen confiables y precisas; por ello, no asumimos responsabilidad por errores u omisiones o por resultados derivados del uso de esta información.

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Deuda de Largo Plazo a los Bonos Ordinarios Celsia S.A. E.S.P. por $800.000 millones. Dentro de las razones que fundamentan la calificación están: Producto de la estrategia corporativa1 implementada por Celsia y sus subsidiarias (ZFC y EPSA)2, entre 2012 y junio de 2014 el Calificado, a nivel consolidado, ha podido: 1) fortalecer su posición en el sector eléctrico colombiano con base en su complementariedad de tecnologías (hídrica y térmica) y negocios (generación, distribución y comercialización), 2) mantener una dinámica favorable de sus ingresos (crecimiento promedio anual de 14,80%), 3) generar eficiencias operacionales que, junto con el comportamiento de las ventas, contribuyeron a que el EBITDA creciera 16,60% promedio anual, y 4) reducir la relación deuda/ EBITDA de 2,35 veces en 2012 a 1,81 veces a junio de 20143. La sostenibilidad en el largo plazo de los resultados descritos anteriormente será un factor clave para el cumplimiento de las metas definidas dentro del Plan Estratégico 2011-2021 y un aspecto determinante para futuras modificaciones de la calificación. Dicha sostenibilidad dependerá principalmente de: 1) la adecuada administración que el Calificado y sus filiales realicen de sus activos en Colombia, de forma que maximicen su rentabilidad y mitiguen el efecto de la volatilidad del precio de la energía el cual depende, a su vez, del cambio de las condiciones climáticas; y 2) el impacto real que la estrategia de expansión internacional implementada por la Compañía (cuyo primer paso fue dado en agosto de 2014 con la firma con GDF SUEZ de un contrato de compraventa de acciones por sus activos de generación termoeléctrica e hidroeléctrica en Panamá y eólica en Costa Rica4) tenga en la operación y en los indicadores de rentabilidad y endeudamiento

1 La cual está basada en tres pilares: crecimiento de los negocios, optimización de las operaciones actuales y fortalecimiento de las capacidades organizacionales. 2 También entendida como la Organización. 3 Para el cálculo de este indicador se anualizó el valor del EBITDA así: EBITDA jun/14 + EBITDA Dic/13 – EBITDA jun/13. 4 Las participaciones adquiridas fueron las siguientes: en sociedades con domicilio en Panamá: (i) 51% en Bahía Las Minas Corp., (ii) 100% en GDF SUEZ Energía Centroamérica S.A., (iii) 100% en Altenergy S.A., y (iv) 100% en Bontex S.A.; y en sociedades con domicilio en Costa Rica: (v) 61,1% en Enerwinds de Costa Rica S.A. y (vi) 100% Planta Eólica Guanacaste S.A. - PEG.

consolidados de 2015, pues se prevé que para dicho año los resultados de estos países estarán completamente incluidos en las cifras del Calificado. Los activos objeto de adquisición por 535 MW corresponden a siete centrales de generación así: tres termoeléctricas (367 MW) y tres hidroeléctricas (118 MW) en Panamá y a una planta de generación eólica en Costa Rica (50 MW), cuyos ingresos y EBITDA totales a diciembre de 2013 fueron US$371 millones y US$64 millones, respectivamente. Estas adquisiciones tienen un carácter estratégico para Celsia pues le permitirán: 1) ser un jugador relevante en países con posibilidades de interconexión y economías y mercados eléctricos con alto potencial de crecimiento5, 2) utilizar su conocimiento y experiencia en el manejo de centrales térmicas e hídricas para generar sinergias operacionales en las plantas adquiridas, 3) incrementar su capacidad de generación global un 30,11%, alcanzando así los 2.312 MW al cierre de 2014, 4) diversificar su riesgo país, 5) mantener la ventaja competitiva originada en su composición por tecnologías de generación y negocios; y 6) desarrollar las capacidades técnicas y operativas en energía renovable no convencional como la eólica. Con esta adquisición, la composición por tecnologías de generación del Emisor y sus filiales pasará de 43,72% térmicas y 56,27% hídricas en 2013 a 49,48% térmicas, 48,34% hídricas y 2,16% eólica al finalizar 2014. De esta forma, Celsia continuará siendo el cuarto generador de Colombia (con el 12,2% de participación en el mercado) y pasará a ser el segundo generador en Panamá (21,4%) y el quinto de Costa Rica (1,5%). A la fecha, Celsia tiene contemplado, como parte de esta transacción, la creación de una nueva sociedad llamada CTC Curazao B.V a la cual le serían cedidos los derechos económicos (pagos de capital e intereses) provenientes de las deudas subordinadas que están en cabeza de las subsidiarias en Costa Rica y Panamá, compañías que consolidarían sus estados financieros directamente con la Organización (ver Anexo No. 3).

5 La sección No. 3 presenta un resumen de las características del sector eléctrico en Panamá y Costa Rica y de las expectativas para los próximos años; El Anexo No. 4 muestra un cuadro comparativo que incluye la descripción de los participantes de la cadena productiva del sector eléctrico por país.



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Las inversiones efectuadas en estos países son consistentes con la estrategia de la Compañía y consecuentes con la decisión de Grupo Argos y de Celsia de no participar en la venta de Isagen S.A. E.S.P. Aunque en la calificación inicial de los Bonos se había informado sobre la intención de hacer parte de este proceso de privatización, el Emisor desistió de participar en el mismo al encontrar que los niveles de rentabilidad de la inversión no cumplían con las expectativas de creación de valor para sus accionistas, asi como la volatilidad evidenciada en los mercados de capitales. Según lo informado por Celsia, el valor compañía por los activos en Centroamérica asciende a US$840 millones y para el cierre de 2015 aportarían al EBITDA consolidado cerca de $172.000 millones, cifra equivalente al 20% del EBITDA consolidado registrado al cierre de 2013 ($864.563 millones). Los avances en esta materia serán objeto de seguimiento en próximas revisiones de la calificación teniendo en cuenta: 1) su importancia dentro del logro de la MEGA aspiracional del EBITDA establecida en el Plan Estratégico de la Entidad, 2) la situación operacional y financiera observada en algunas de las empresas adquiridas, y 3) el incremento del endeudamiento consolidado que traerá consigo esta compra pues, de acuerdo con las proyecciones del Calificado, la relación deuda/ EBITDA pasará de 1,81 veces a junio de 2014 a 3,34 veces al cierre del año. De acuerdo con la información provista por Celsia y la que se encuentra públicamente disponible, durante 2013 y el primer semestre de 2014 el sector eléctrico en Panamá se ha visto afectado por menores aportes hídricos que han requerido una mayor intervención por parte del Gobierno en comparación con años anteriores para asegurar la confiabilidad y disponibilidad del Sistema. Si bien esta coyuntura afecta la generación del Complejo Dos Mares (cuya entrada en operación fue gradual: en 2011 con Gualaca y Lorena y en 2013 con Prudencia), se espera tenga un impacto positivo en el desempeño financiero de los activos térmicos, en especial en Bahía Las Minas Corp. – BLM. Esto teniendo en cuenta que esta última entidad, según lo indicado en el informe emitido por los auditores independientes sobre los estados financieros a diciembre de 2013, ha presentado durante los últimos años pérdidas consecutivas que han

derivado en una deficiencia patrimonial por 94 millones de balboas a diciembre de 20136. Para 2015 y 2016 Celsia, con base en su conocimiento sobre generación hídrica y térmica, y la experiencia obtenida con el proceso de optimización operacional realizado en Zona Franca Celsia, ha establecido un modelo de intervención para todas las compañías adquiridas (con énfasis en BLM), cuyo propósito es garantizar las condiciones de operación que le permitan obtener la rentabilidad establecida en su plan de negocios para la adquisición de estos activos. La efectividad de estas medidas será monitoreada por la Calificadora e incorporada en el análisis de riesgo de la Organización en próximas revisiones. Los positivos resultados que han obtenido Celsia y sus subsidiarias en los últimos dos años están explicados, en parte, por la estructura de su parque de generación y su portafolio de negocios, aspectos que le permitieron a la Organización enfrentar adecuadamente las condiciones de mercado observadas en 2013 y el primer semestre de 2014 (bajas hidrologías y altos precios de la energía eléctrica). Así, durante dicho periodo estas compañías no sólo incrementaron el volumen de energía entregado en un 17% en promedio (pasando de representar el 8% de la producción total en Colombia en 2012 al 10% en 2013) sino que también registraron el máximo crecimiento histórico de sus ingresos operacionales (17,50% promedio anual) y superaron los resultados observados en otras compañías del sector en el país. Para el cierre de 2014, el Calificado anticipa un aumento en los ingresos consolidados cercano al 6%, proyección que se considera conservadora dada la dinámica favorable evidenciada en los primeros seis meses del año en curso y la mayor probabilidad de ocurrencia de un fenómeno de El Niño en un porcentaje cercano al 60% para el último trimestre de 2014 e inicios de 2015, aspecto que favorecería la generación térmica. Para 2015 el Emisor prevé un crecimiento de sus ventas consolidadas del 11%, el cual estaría jalonado por las adquisiciones en Panamá y Costa Rica (que pasarían a generar el 20% de este rubro) y asume una normalización de los ingresos obtenidos en Colombia, como resultado de mayores aportes

6 El informe en mención fue emitido por Deloitte Inc. Panamá el 26 de marzo de 2014 y está publicado en la página web de la Bolsa de Valores de Panamá http://www.panabolsa.com/es/.



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hidrológicos. Para 2016 las ventas se estabilizarían alrededor de $2,8 billones anuales, suponiendo condiciones de hidrología media en las geografías donde Celsia participa. Si bien las estimaciones para 2015 y 2016 parecen realistas con base en las expectativas actuales, su consecución estará supeditada a: 1) el desempeño de las compañías adquiridas en Centroamérica, 2) la intensidad y duración del fenómeno de El Niño esperado a finales de 2014 y comienzos de 2015 en Colombia, 3) el crecimiento efectivo de la demanda de energía en el país en el mediano plazo que, según las proyecciones de la UPME7, oscilará entre 2,2% y 4,5%, y 4) la evolución de la demanda de energía eléctrica en la Costa Atlántica por el mayor asentamiento de industrias en esta región, hecho que podría incrementar las ventas de ZFC vía generación por restricciones. Los ingresos por generación y comercialización mayorista de energía eléctrica (que representan el 64% del total consolidado) crecieron 38,50% y 23,31% en 2013 y a junio de 2014, respectivamente. El incremento en el primer caso estuvo jalonado por el aumento del 70,32% de las ventas de ZFC (Cuadro No. 1), las cuales, a su vez, fueron resultado de: 1) la necesidad del SIN8 de ampliar la contribución de las centrales térmicas en el total de generación del país para apalancar la demanda nacional, hecho que, a su vez, es consecuencia de los menores aportes hídricos observados en 2013, y 2) el aumento del precio de la energía eléctrica, el cual pasó de 116,16 $/kWh promedio en 2012 a 178,86 $/kWh promedio en 2013. En el segundo caso, el crecimiento obedece al incremento del 24,06% de los ingresos de EPSA (la empresa más representativa en las ventas consolidadas, con una participación de 53,81% a junio de 2014), el cual está explicado por la mayor generación hídrica lograda por esta entidad, que está originada en la alta pluviosidad presentada en las zonas donde se encuentran ubicadas sus centrales. La dinámica de los ingresos de la Organización difiere de la observada en el grupo comparable, el cual, al mantener una mayor participación en tecnología hídrica (Cuadro No. 3), se ve más expuesto a reducciones en su producción de energía 7 Unidad de Planeación Minero-Energética. Es una entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía encargada de planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con las entidades del sector minero energético, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos energéticos y mineros, producir y divulgar la información minero-energética requerida. 8 Sistema Integrado Nacional.

en épocas de sequía. Este aspecto diferencia al Calificado de su peer group y constituye una ventaja competitiva en la industria pues, debido a que la capacidad de generación del sistema está más concentrada en tecnología hídrica (67,81%), éste presenta mayor vulnerabilidad a cambios en el comportamiento de las afluencias hidrológicas, llevándolo así a hacer uso continuo de las centrales térmicas. Cuadro No. 1: Evolución de los ingresos de Celsia y sus filiales

Fuente: Celsia. Cifras en millones de COP. Entre 2011 y junio de 2014, la actividad de distribución y comercialización (ejecutada a través de EPSA) tuvo un crecimiento promedio anual de sus ventas de 4,61% y una participación promedio de 25% en el total de los ingresos consolidados. Si bien dicho incremento es menor al observado en la generación (19,42%), presenta una mayor estabilidad debido a la menor exposición de este segmento a los cambios climáticos y la estructura de ingresos regulados estables y con flujo de caja predecible. Aunque la comercialización de gas natural es una actividad que hace parte del objeto social de la Compañía, desde 2013 su crecimiento se ha desacelerado por las mayores necesidades de este insumo para la generación térmica y la finalización de algunos contratos de suministro que tenía el Calificado. Si bien no se prevé un cambio en este comportamiento durante los próximos años, esta situación no representa un riesgo para el Emisor.



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Es importante destacar la tendencia creciente observada en los ingresos por método de participación recibidos por Celsia a nivel individual (variación del 7,29% en 2013 y 23,90% en el primer semestre de 2014), la cual se encuentra explicada por el mejor desempeño de ZFC y EPSA. Mientras que la primera traslada el 100% de sus utilidades netas al Emisor, la segunda puede destinar hasta el 90% de sus utilidades netas para el pago de dividendos a sus accionistas. En el futuro, un aspecto que contribuiría a la dinamización de los ingresos y a la diversificación del portafolio de activos de generación es la mayor participación en energías renovables no convencionales (eólica y solar), áreas que están bajo permanente observación por parte del Calificado. Los avances observados en esta materia, así como su aporte al cumplimiento de la Mega aspiracional del EBITDA, serán incorporados en futuras revisiones de la calificación. La efectividad de las medidas implementadas para generar eficiencias operacionales junto con las estrategias comerciales aplicadas para comprar y vender energía en el mercado le permitieron a Celsia lograr que, tanto en 2013 como a junio de 2014, sus egresos operacionales consolidados tuvieran tasas de crecimiento inferiores a las de sus ingresos (16,34% versus 17,66%, en el primer caso, y 9,93% versus 17,33%, en el segundo caso). Este hecho revierte la tendencia observada en años anteriores y es destacable teniendo en cuenta la necesidad del Calificado y sus filiales, durante este periodo, de realizar mayores compras de energía en el mercado spot a precios más altos para cumplir con sus obligaciones contractuales. Así, como resultado de la dinámica de ingresos y egresos descrita anteriormente, el EBITDA consolidado del Emisor presentó un crecimiento sobresaliente en 2013 de 18,24% y alcanzó el máximo valor observado en su historia ($864.563 millones), equivalente al 36,31% de sus ingresos operacionales. Si bien este margen es similar al registrado en 2012, es inferior al observado en otras compañías del sector debido a la mayor participación que tiene la Organización en activos térmicos, tecnología cuyo costo de producción de energía es más elevado que el de la hídrica. La tendencia creciente del EBITDA se mantuvo durante el primer semestre de 2014 con un incremento de 29,13% y un margen de 41,05%. Según las proyecciones del Emisor, para el periodo 2014-2016 el margen EBITDA se

mantendría alrededor de 36%, porcentaje ligeramente inferior al promedio histórico (37%). El logro de resultados mejores a los esperados por el Calificado dependerá de: 1) la continuidad y efectividad de las estrategias comerciales utilizadas hasta el momento, 2) el impacto de las medidas que está implementando Celsia para mitigar el riesgo de desabastecimiento de combustibles en sus plantas térmicas y 3) la consecución de las sinergias y ahorros esperados, tanto del modelo de intervención que implementará en las entidades de Panamá y Costa Rica como de los proyectos que está desarrollando para optimizar sus gastos y mejorar su margen operacional. Producto de la composición de sus activos de generación, el grado de exposición de Celsia al riesgo de desabastecimiento de combustibles está supeditado a los cambios climáticos; así, mientras que en 2011 (cuando se registró un Fenómeno de La Niña y Flores IV entró en operación comercial a partir de agosto) este insumo representó el 15,74% del costo de ventas consolidado, en 2013 (año con bajas afluencias hídricas) dicho porcentaje ascendió a 24,96%. Para los próximos años esta exposición podría incrementarse: en 2014, como resultado de la mayor probabilidad de ocurrencia de un Fenómeno de El Niño; en los años subsiguientes, como consecuencia de la reducción paulatina observada en las reservas de gas natural en el país9 y la volatilidad del precio del petróleo, hechos que generan incertidumbre en estos mercados y que, por consiguiente, podrían afectar, tanto el precio como el suministro de estos insumos. Con el propósito de mitigar este riesgo, Celsia tiene definida una política clara de gestión de combustibles, la cual sigue dos lineamientos: 1) asegurar el suministro de energéticos para la operación de los activos de forma que se respalden las obligaciones para el Cargo por Confiabilidad10, teniendo en cuenta su carácter recurrente dentro de la estructura de ingresos (10% del total consolidado de este rubro) y 2) garantizar la disponibilidad de combustibles para las generaciones esperadas,

9 Según el Informe de la UPME “Proyección de Demanda de Gas Natural en Colombia – julio 2014”, mientras que en 1994 las reservas de este bien alcanzaban para abastecer la economía durante 51,5 años, para 2013 esta razón disminuyó a 13 años. 10 Es un esquema que consiste en mantener una remuneración conocida y estable a los generadores por el cumplimiento de las Obligaciones de Energía en Firme que tienen asignadas con base en la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar continuamente, en condiciones de baja hidrología, por un periodo de un año.



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maximizando los márgenes de la actividad de generación. Adicionalmente, el Calificado viene ejecutando desde 2012 un plan de acción en esta materia que consta de tres proyectos: 1) la conversión a combustible dual de la unidad CT3 de Flores IV; 2) el desarrollo de la logística de abastecimiento de combustibles líquidos en ZFC, cuya primera etapa incluyó la habilitación, a partir de agosto de 2014, de cuatro tanques de acopio de combustible con capacidad de almacenamiento de 240.000 barriles; y 3) el respaldo de gas natural licuado, que se obtendrá de la terminal de importación de este bien una vez entre en operación. Dada la naturaleza y el tamaño de su operación, EPSA mantiene un margen EBITDA promedio superior al registrado a nivel consolidado (47,05% versus 38,02%, entre 2011 y junio de 2014, Cuadro No. 2) y aporta en promedio el 57% del EBITDA consolidado. La volatilidad observada en el crecimiento del EBITDA de esta filial se origina en la actividad de generación, la cual, al estar 100% concentrada en activos hídricos, la hace más vulnerable a cambios en las condiciones climáticas. De esta forma, mientras que los menores precios de la energía eléctrica registrados en 2011 (resultado del Fenómeno de El Niño), conllevaron a una reducción del EBITDA de esta subsidiaria de 8,82%, en 2013 y el primer semestre de 2014 esta variable aumentó 16,18% y 40,48%, respectivamente, por efecto de una mayor producción de energía y precios más altos ante los menores aportes hídricos observados durante este periodo. En cuanto a la actividad de distribución, es importante destacar las mejoras obtenidas por EPSA en los indicadores de calidad de suministro de energía eléctrica, los cuales inciden en su rentabilidad. Gracias a la ejecución de programas de reposición y mantenimiento y a la inversión realizada en arquitectura de redes, el número de interrupciones en el sistema (SAIFI11) pasó de 8,9 veces en junio de 2013 con una duración promedio de 7,8 horas (SAIDI12) a 8,1 veces a junio de 2014 con una duración de 6,1 horas. Debido a su record en la generación de energía eléctrica (1.544 GWh en 2012 versus 2.600 GWh en 2013) y la adecuada disponibilidad de sus activos (97% en 2013 comparada con 92% en 2012), ZFC alcanzó en 2013 el máximo margen EBITDA observado históricamente (23,79%), tendencia que

11 System Average Interruption Frequency Index. 12 System Average Interruption Duration Index.

se mantuvo al finalizar el primer semestre de 2014 (36,46%). Para el cierre del presente año, este indicador se mantendría en niveles similares a los observados a junio, dadas las menores afluencias hidrológicas previstas para el segundo semestre; sin embargo, en 2015 y 2016 se anticipa una normalización de este margen hacia valores cercanos al 22%. Cuadro No. 2: Evolución del EBITDA de Celsia y sus filiales

Fuente: Celsia. Cifras en millones de COP. Los valores mostrados a nivel consolidado no incluyen eliminaciones. A nivel individual, Celsia fue la compañía más impactada por la necesidad de realizar mayores compras de energía en el mercado spot para cumplir con sus obligaciones contractuales durante 2013 y el primer semestre de 2014. Así, el incremento de su costo de ventas (29,88% y 45,15%, respectivamente) superó la variación de sus ingresos (13,73% y 34,28%) dando como resultado una disminución de su margen EBITDA de 31,64% en 2012 a 21,59% en 2013 y -6,41% a junio de 2014. La recuperación prevista por la Compañía en este indicador para el cierre de 2014 y para 2015 y 2016 dependerá de la evolución de las condiciones hídricas y, por ende, del precio de la energía en bolsa. Las condiciones comerciales para el pago de la energía eléctrica manejadas en la actividad de



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generación, la imposibilidad de almacenar energía y el elevado nivel de recaudo logrado en la actividad de distribución (97% al cierre de 2013) hacen que las necesidades de KTNO13 de la Organización sean bajas comparadas con el EBITDA (12,79% en 2013). Este hecho se ve reflejado en ciclos de efectivo cortos y en una alta generación de Flujo de Caja Operativo (FCO), el cual registró su máximo histórico en 2013 ($666.819 millones). Para los próximos años Celsia y sus filiales se apalancarían en mayor proporción con proveedores para financiar los proyectos de generación y distribución que están desarrollando en Colombia (incluyendo la construcción de Porvenir II) y el modelo de intervención que implementarán en las empresas de Costa Rica y Panamá. No obstante, esta situación no representaría riesgos de liquidez para el Calificado pues, de acuerdo con sus proyecciones, el FCO para el periodo 2014-2016 se mantendría en niveles cercanos a $860.000 millones anuales. Si bien las mayores ventas consolidadas logradas por Celsia implicaron incrementos en sus cuentas por cobrar, estos no se tradujeron en un deterioro del periodo de recaudo14 de este rubro, que pasó de 49 días en 2012 a 46 días en 2013. En este mismo sentido, aunque las cuentas por pagar aumentaron un 6,32%, su rotación se redujo como consecuencia de la mayor generación de recursos propios lograda por el Calificado y pasó de 59 días en 2012 a 52 días en 2013. Entre 2011 y 2013 el FCO obtenido por Celsia fue suficiente para cubrir el CAPEX requerido durante este periodo ($661.368 millones), lo cual se tradujo en Flujos de Caja Libre (FCL) positivos promedio anuales de $304.793 millones. Esta situación cambiará al cierre de 2014 como consecuencia de la adquisición de los activos en Centroamérica, pues el valor neto que la Organización deberá pagar por esta transacción (US$560 millones, el monto de inversión más alto en su historia) conllevará a obtener, según las proyecciones suministradas, un FCL negativo cercano a los $240.000 millones en dicho año, el cual sería cubierto con los dividendos obtenidos de sus filiales, con el efectivo y las inversiones temporales del Emisor y nueva deuda. En los años subsiguientes, el FCL retornaría a su tendencia positiva histórica producto del mayor EBITDA que generarían las

13 Calculado como: Deudores corto plazo + Inventarios – Proveedores corto plazo. 14 Calculado como: Deudores neto * 360 días / Ventas anuales.

compañías adquiridas y menores necesidades de CAPEX comparadas con las evidenciadas en 2014. Modificaciones significativas en estos últimos aspectos podrían impactar la calificación asignada. Las inversiones ejecutadas por Celsia y sus subsidiarias entre 2013 y el primer semestre de 2014 estuvieron enfocadas en el desarrollo del proyecto de almacenamiento de líquidos en ZFC, la expansión del sistema eléctrico de distribución, la reposición de activos por obsolescencia técnica y/o tecnológica y la construcción de las centrales hídricas de Cucuana (55 MW) y Bajo Tulúa (19,9 MW) por parte de EPSA, las cuales a junio de 2014 tenían un avance del 88,12% y el 85,5%, respectivamente, e iniciarían operacionales comerciales en el cuarto trimestre de 2014 y el primer trimestre de 2015, respectivamente. Según lo informado por Celsia, los requerimientos consolidados de CAPEX de los próximos años estarán concentrados en el mantenimiento de las operaciones actuales en Colombia, la implementación del modelo de intervención en Centroamérica y en la construcción de las centrales San Andrés y Porvenir II. En este sentido debe mencionarse que, debido a que a la fecha el proyecto no cuenta aún con licencia ambiental correspondiente (la cual está siendo tramitada ante la autoridad competente), la entrada en operación de Porvenir II no se dará en los tiempos inicialmente estipulados (diciembre de 2018). La consecuencia directa de esta situación es la imposibilidad de cumplir con las Obligaciones de Energía en Firme asignadas a este proyecto en la subasta realizada en enero de 2012, hecho que implicaría la pérdida del ingreso por Cargo por Confiabilidad. Si bien estos recursos tienen un carácter recurrente para el Calificado, el impacto de su pérdida sería mitigado con el ajuste efectuado a las condiciones comerciales del contrato de compraventa de las acciones de Proesas15 (titular del proyecto hidroeléctrico), las medidas de eficiencia operacional implementadas por Celsia y la posibilidad de participar más adelante en una nueva subasta para obtener nuevamente asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme. El aumento evidenciado en el EBITDA consolidado a diciembre de 2013 y junio de 2014 se vio reflejado en una reducción de la relación deuda/ EBITDA, la cual pasó de 2,35 veces en 2012 a 2,07 veces en 2013 y 1,81 veces en el

15 Producción de Energía S.A.S. E.S.P.



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primer semestre de 201416, valores inferiores a los observados en su grupo comparable. En este sentido, cabe destacar que, como resultado de la colocación de bonos ordinarios por $800.000, realizada en diciembre de 2013 y en atención a lo previsto en el Prospecto de Emisión y Colocación, Celsia realizó la sustitución del ciento por ciento de los pasivos financieros vigentes con la banca comercial. Con esto la tasa de interés media promedio anual del Emisor pasó de 8,15% en septiembre de 2013 a 6,7% en diciembre de dicho año y la vida media de la deuda pasó de 5,5 años a 11,2 años, duración que es coherente con la naturaleza del ciclo largo del negocio. Si bien las adquisiciones efectuadas en Panamá y Costa Rica son estratégicas para Celsia y sus filiales y traerían consigo un aumento significativo en la generación de recursos propios de la Organización, el monto de obligaciones que se encuentra en cabeza de las nuevas filiales (US$329 millones a junio de 2014) y la deuda que adquirirá Celsia para financiar esta inversión representarán un incremento del nivel de deuda consolidado del 78% entre diciembre de 2013 y diciembre de 2014. Esta situación modificará la relación deuda/EBITDA, la cual alcanzaría un máximo de 3,34 veces en 2014 con una disminución gradual en los siguientes años (3,09 veces en 2015 y 2,70 veces en 2016), valores que superan los observados en compañías con calificación similar y superior. La efectividad de las medidas que planea implementar el Calificado para reducir el nivel de obligaciones financieras y maximizar el EBITDA será objeto de seguimiento por parte de BRC S&P y un determinante para futuras modificaciones de la calificación. A junio de 2014, la composición de la deuda de Celsia y sus filiales en Colombia era la siguiente: bonos emitidos por $1,4 billones, cuya tasa de interés en su mayoría es IPC más un spread y con vencimientos entre 2016 y 2033; préstamos con la banca multilateral emitidos en US$ por $178.218 millones, indexados a Libor; y un leasing para el desarrollo del proyecto Cucuana por valor de $207.475 millones. En el caso de las entidades de Centroamérica, la composición es la siguiente: bonos con un saldo insoluto de US$97 millones emitidos por Bahía Las Minas Corp. en el mercado panameño en 2007, indexados a Libor con vencimientos en 2020 y 2022 y obligaciones con la banca privada por US$231,59 millones.

16 Para el cálculo de este indicador se anualizó el EBITDA conforme a lo indicado en el pie de página 6.

Adicionalmente, cabe mencionar que las compañías adquiridas tienen registradas deudas subordinadas por US$586,96 millones, valor que al momento de la consolidación se netea con los activos que tiene CTC Curazao B.V. Al analizar los indicadores de endeudamiento por compañía, EPSA y ZFC presentan los menores niveles de apalancamiento (0,43 veces y 0,31 veces a junio de 2014) y ratio deuda/EBITDA (1,34 veces y 1,02 veces a junio de 2014); para el caso de Celsia a nivel individual estos indicadores son 0,28 veces y 26,06 veces17, respectivamente, para el mismo periodo de tiempo, producto del mayor impacto que las compras de energía tuvieron en sus resultados. No se anticipan cambios significativos en el comportamiento de estas variables durante los próximos años. Como resultado de la reducción de la tasa de interés media de la deuda de Celsia a nivel individual y las amortizaciones efectuadas por la Organización, los intereses causados en 2013 y junio de 2014 disminuyeron en comparación con lo registrado un año atrás. Este hecho, junto con la mayor generación de recursos propios, contribuyó a que las coberturas del servicio de la deuda consolidada con el EBITDA pasaran de 2,42 veces en 2012 a 6,09 veces en 2013 y 8,24 veces al primer semestre de 2014. Estas coberturas tendrían una reducción importante durante los próximos años como resultado de la incorporación en el consolidado de las deudas provenientes de las compañías adquiridas. No obstante, se destaca que, de acuerdo con los escenarios de tensión efectuados por BRC S&P, Celsia a nivel consolidado se encontraría en capacidad de responder por sus obligaciones de corto y largo plazo, aún bajo condiciones adversas. Otros aspectos ponderados positivamente dentro de la calificación asignada son: 1) la importancia que tiene Celsia y sus subsidiarias dentro de la estrategia corporativa de Grupo Argos18 (su socio mayoritario), 2) la flexibilidad financiera que le brinda al Calificado su historia en el mercado accionario, y 3) la posibilidad que tiene el Emisor de vender algunos activos y participaciones accionarias en otros sectores

17 Este indicador es anualizado y está basado en el EBITDA contable de la Entidad sin tener en cuenta el flujo de dividendos que recibe. 18 Tiene una calificación vigente de Emisor de AAA asignada por BRC Investor Services en mayo de 2014.



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económicos para obtener recursos sin poner en riesgo su operación. La claridad, solidez y consistencia del Plan Estratégico que Grupo Argos S.A. viene implementando desde 2005 le ha permitido consolidar su posición como uno de los grupos empresariales más importantes del país19. Este hecho se ha visto reflejado no sólo en el buen desempeño operacional y financiero de los negocios de cemento y energía en Colombia durante los últimos años, sino también en la diversificación de los riesgos de industria y de país lograda por el Grupo a través de su participación en nuevos sectores y geografías. En este sentido, cabe mencionar que durante el primer trimestre de 2014 este socio aumentó su participación en Celsia de 50,2% a 52,3%, con el fin de incrementar su exposición en la actividad de energía. Según el informe de gestión de 2013, la provisión para contingencias registrada por la Organización asciende a $166.305 millones y corresponde, principalmente, a procesos jurídicos en curso en contra de EPSA que están a la espera de dictamen judicial. Es importante destacar la disminución evidenciada en este rubro en 2013 (50,38%), derivada de la recuperación de provisiones por $ 163.956 millones del proceso que tenía vigente Celsia con la DIAN20, que impactó positivamente la utilidad neta del Emisor en este periodo.

2. OPORTUNIDADES Y AMENAZAS

Qué podría cambiar la calificación hacia arriba BRC S&P identificó las siguientes oportunidades que podrían mejorar la calificación actual: Consolidación en el largo plazo de los resultados de la estrategia comercial implementada por Celsia y sus subsidiarias para comprar y vender energía en el mercado. Cumplimiento por encima de lo proyectado de los crecimientos de ingresos y EBITDA esperados para los próximos años. Materialización de las expectativas de ingresos y EBITDA de las adquisiciones efectuadas en Panamá y Costa Rica.

19 Con base en las cifras a diciembre de 2013, Grupo Argos es la octava empresa con mayores ventas en Colombia. Fuente: Revista Semana “Las 100 empresas más grandes de Colombia”, mayo de 2014. 20 Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales.

Efectividad del modelo de intervención que se ejecutará en las compañías adquiridas en Centroamérica. Reducción de los indicadores de endeudamiento de la Organización en el mediano plazo a niveles acordes con calificaciones superiores. Qué podría cambiar la calificación hacia abajo BRC S&P identificó los siguientes aspectos de mejora y/o seguimiento de la compañía y/o de la industria que podrían desmejorar la calificación actual: Implementación de una estrategia de expansión internacional que implique crecimientos significativos de su relación deuda/EBITDA. Incremento del endeudamiento superior a la generación de recursos propios. Desempeño financiero y operacional de las empresas de Panamá y Costa Rica por debajo de las expectativas. Crecimientos de los egresos operacionales superiores a los observados en las ventas.

3. EL EMISOR Y SU ACTIVIDAD El objeto social de Celsia S.A. E.S.P. consiste en la prestación de los servicios públicos de generación y comercialización de energía eléctrica, de conformidad con lo establecido en las Leyes 142 y 143 de 1994 y las disposiciones que las modifiquen y/o adicionen. En desarrollo de este objeto, la Entidad puede ejecutar cualquier actividad conexa, complementaria o relacionada con la generación y comercialización de energía eléctrica, gas natural y cualquier otro combustible. Como resultado del proceso de transformación estratégica que Celsia ejecutó entre 2007 y 2012, la Entidad, junto con ZFC y EPSA, logró ocupar, en corto tiempo, el cuarto lugar en la actividad de generación y el quinto en la de distribución21 en el mercado eléctrico colombiano, con una composición de activos de generación más balanceada que otros jugadores de la industria (Cuadro No. 3). Con la adquisición de los activos de Panamá y Costa Rica (anunciada en agosto de 2014), el Calificado no sólo mantendrá esta diversificación (49,48% térmica y

21 Estas participaciones están medidas así:

- Generación: capacidad instalada en MW. - Distribución: demanda por Operador de Red en GWh.



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48,34% hídrica, Gráfico No. 1) sino que también incursionará en la generación eólica (2,16% de participación en el total de activos), incrementará su capacidad instalada de producción de energía hasta 2.312 MW (Cuadro No. 4) y se ubicará como el segundo generador de Panamá y el quinto de Costa Rica. Cuadro No. 3: Comparación de la composición por tecnologías - Colombia

Fuente: Celsia y páginas web de las entidades mencionadas. Gráfico No. 1: Composición de la capacidad instalada de Celsia

Fuente: Celsia. Cuadro No. 4: Centrales eléctricas Celsia y filiales

Fuente: Celsia El plan estratégico de Celsia está basado en tres pilares: crecimiento de los negocios, optimización de

las operaciones actuales y fortalecimiento de las capacidades organizacionales. Sus objetivos principales son: 1) crecer en Colombia y en los mercados adyacentes (preferiblemente en aquellos con potencial de interconexión) manteniendo la diversificación de tecnologías de generación y posiciones relevantes en las geografías en las que participa, 2) optimizar las operaciones actuales a través de una administración eficiente de activos y la captura de sinergias potenciales entre las distintas empresas de generación, 3) concretar oportunidades para el desarrollo de energías renovables y no convencionales y 4) fortalecer el modelo de sostenibilidad de la Compañía en todos sus ámbitos (financiero, socioambiental, regulatorio, de riesgos y humano). Historia Con el fin de fondear sus pasivos pensionales, Coltabaco22 constituyó un portafolio de inversiones en diferentes sectores, el cual en 2001 llegó a representar el 70% del total de activos de la entidad. Por este motivo, la compañía decidió escindir el mismo bajo una nueva empresa llamada Colinversiones, hoy Celsia.

Para 2007, el 80% del portafolio del Emisor estaba compuesto por participaciones minoritarias sin suficiente gobernabilidad. Por tal razón, en dicho año la Entidad emprende un proceso de transformación estratégica cuyo objetivo era focalizar sus inversiones hacia un sector competitivo, de proyección y con equity story, en el cual pudiera tener participación directa en los negocios, poder de decisión y aplicar criterios de buen gobierno corporativo. Con base en los estudios independientes efectuados por dos bancas de inversión, la Compañía determinó enfocar sus inversiones en el sector energético, más específicamente en el subsector eléctrico. El costo de las adquisiciones efectuadas para alcanzar este propósito ascendió a US$1.964 millones y fue financiado, aproximadamente, en un 30% con deuda y el restante 70% con los ingresos provenientes de las ventas de las participaciones que el Emisor tenía en otros sectores y recursos propios derivados de la operación de Celsia. Seis años después de haber iniciado su proceso de transformación, Celsia cuenta a junio de 2014 con 1.777 MW en operación, 554 mil clientes en

22 La Compañía Colombiana de Tabaco S.A. nació en 1919 como resultado de la fusión de cinco compañías tabacaleras regionales.



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Colombia y una participación relevante en el mercado colombiano. Durante este periodo ha ejecutados proyectos de adquisiciones y fusiones por un valor cercano a los US$4.2 billones, siendo la última transacción la adquisición de los activos de generación (535MW) de GDF Suez en Centroamérica. Estructura Societaria Grupo Argos S.A. actúa como matriz de Celsia con una participación accionaria de 52% (Gráfico No. 2). La Holding es una sociedad colombiana con presencia en Colombia, Centroamérica, Estados Unidos y el Caribe y participación en cinco actividades negocios: cementero (Cementos Argos), energético (Celsia), portuario (Compas), carbonífero (Sator) e inmobiliario (Situm). Gráfico No. 2: Composición Accionaria

Fuente: Celsia. La estructura societaria de Celsia se presenta en el Anexo No. 3 e incluye las adquisiciones anunciadas en agosto de 2014. Así, a cierre de 2014 Celsia será accionista mayoritario de Zona Franca Celsia S.A. E.S.P., Colener S.A.S. (vehículo de inversión a través del cual posee el 50,01% de las acciones de la Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P.) y CTC Curazao B.V,el cual a su vez es el socio principal de Bahía Las Minas Corp., GDF SUEZ Energía Centroamérica S.A., Altenergy S.A., Bontex S.A., Enerwinds,y Planta Eólica Guanacaste S.A. -PEG. Celsia consolidará sus estados financieros con sus filiales a través del método de participación patrimonial. ZFC cuenta con autorización de la DIAN como usuario de Zona Franca Permanente Especial, lo que le genera beneficios como la reducción del 33% al 15% del cobro del impuesto de la renta y la exención de tributos aduaneros y del IVA de los equipos que ingresen y se vendan a esta entidad. Opera las centrales térmicas Flores I y Flores IV y traslada el 100% de sus utilidades netas a Celsia.

EPSA participa en las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica. Respecto a la primera, tiene una capacidad de 959,49 MW distribuida en 14 plantas hídricas a la que se adicionarán al cierre de 2014 y primer trimestre de 2015, dos centrales (Bajo Tuluá y Cucuana, 75 MW). En relación con las actividades de distribución y comercialización, EPSA mantiene un monopolio natural en el departamento del Valle del Cauca (excluyendo a la ciudad de Cali), donde a diciembre de 2013 atendía 39 municipios, tenía 544.383 clientes y contaba con 19.567 Km de redes de distribución y 72 subestaciones de distribución. De acuerdo con la política de esta empresa, puede destinar hasta el 90% de sus utilidades netas para el pago de dividendos a sus accionistas. Estructura Organizacional La Asamblea de Accionistas es el máximo órgano rector de la Compañía. Se reúne de forma ordinaria una vez al año con el objeto de examinar la situación del Emisor, designar a los administradores y demás funcionarios de su elección, determinar las directrices económicas de la Compañía, considerar las cuentas y estados financieros del ejercicio precedente, decidir sobre la distribución de utilidades y acordar todas las providencias tendientes a asegurar el cumplimiento del objeto social. La Junta Directiva centraliza la información para la toma de decisiones y la transmite a la Asamblea de Accionistas, está compuesta por siete miembros (cuatro de ellos de carácter independiente) y se reúne al menos una vez cada dos meses. En la Junta se encuentra delegado el más amplio mandato para administrar la Compañía y, por consiguiente, tiene atribuciones suficientes para ordenar que se ejecute o celebre cualquier acto o contrato comprendido dentro del objeto social y para adoptar las determinaciones necesarias en orden a que la Sociedad cumpla sus fines. Celsia cuenta con un marco de gobierno corporativo alineado con su matriz, Grupo Argos, que define de manera detallada los derechos, los deberes y las responsabilidades dentro de los cuales interactúan sus órganos de gobierno, los administradores y colaboradores.

4. RIESGOS DE INDUSTRIA El sector eléctrico se caracteriza por la presencia de jugadores de gran tamaño con amplia experiencia, conocimiento de la industria y una fuerte capacidad



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financiera para apalancar los niveles de CAPEX, los cuales son elevados, permanentes y con retornos de capital prolongados. Estos aspectos constituyen la principal barrera de entrada y hacen que la oferta se concentre en pocas compañías (estructura oligopólica). Debido a la imposibilidad de almacenar energía, la oferta y la demanda deben estar en estricto balance todo el tiempo, lo que implica mantener rigurosos niveles de coordinación para garantizar la atención de la demanda, un marco regulatorio estricto y un exceso de capacidad permanente que permita asegurar el suministro al sistema. La cadena productiva del sector eléctrico23 se ordena en tres segmentos físicos y uno de intermediación comercial.

Generación: actividad en la que los productores utilizan tecnologías para convertir energía potencial del agua, cinética del viento, o química de combustibles fósiles en energía mecánica y en energía eléctrica. Esta actividad tiene asociada la del abastecimiento de energéticos que involucra la exploración, explotación, transporte, distribución y comercialización de bienes como el carbón, gas natural y combustibles líquidos. Aunque existen economías de escala en este segmento, el tamaño del mercado permite la existencia de varios generadores, lo cual lo hace más competitivo.

Transmisión: consiste en llevar la energía

eléctrica desde las centrales de generación hasta los puntos donde se va a consumir. Esta energía se transmite a alto voltaje (niveles de tensión iguales o superiores a 220 kW), por lo cual no puede llegar a los hogares o a las empresas directamente, sino que requiere de un proceso de transformación a menor voltaje. Debido a sus características de monopolio natural, este segmento es usualmente administrado por el Estado o por una sola compañía.

Distribución: es la actividad en la que la energía

se dispone a niveles de tensión inferiores a 220 kV para transportarla eficientemente a los centros de consumo desagregados o usuarios finales. Si bien esta actividad tiene condiciones de monopolio natural, este usualmente es ejercido por las empresas distribuidoras sobre un ámbito territorial más reducido.

23 Basado en el Reporte Integrado 2013 – Celsia S.A. E.S.P.

Comercialización: consiste en la compra y venta de energía eléctrica en los mercados mayorista (Bolsa) regulado (pequeños consumidores) y no regulado (grandes consumidores). Usualmente esta actividad es realizada por las compañías distribuidoras.

En el Anexo No. 5 se presenta un resumen del funcionamiento de estos segmentos para cada uno de los países en los que Celsia tiene presencia. Sector Eléctrico en Colombia Las compras y ventas de energía eléctrica son realizadas en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) a través de dos tipos de mercado: 1) de corto plazo o spot donde se determina el precio del kWh mediante las ofertas y la disponibilidad declarada por los generadores en las subastas diarias y 2) de contratos de largo plazo, en el cual los agentes obtienen cobertura frente a la volatilidad del precio de la energía. El marco regulatorio es establecido por el Ministerio de Minas y Energía, la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME, la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y XM, encargado de la Operación y Administración del Mercado. La normatividad tiene en cuenta las características de cada uno de los segmentos de la cadena y busca, en general, garantizar condiciones de competencia en las que esta fuera posible. Dada la abundancia de recursos hídricos que tiene el país, la capacidad instalada de generación del sector está concentrada en energía hidráulica (67,81% - Cuadro No. 5), razón por la cual éste es altamente sensible a cambios en las condiciones hidrológicas. Como respaldo, el SIN cuenta con un parque de generación térmico (31,54%) que emplea como combustible, principalmente, gas natural y, en menor proporción, carbón, diferentes tipos de fuel-oil y diesel. Con la entrada en operación de nuevos proyectos hidroeléctricos en los próximos años (Hidrosogamoso, 820 MW; Hidroituango, 2.400 MW; y El Quimbo, 400 MW), la dependencia del sector eléctrico colombiano de la generación hídrica se incrementaría considerablemente. La irregularidad de los periodos de verano e invierno y la dificultad para predecir los fenómenos “de El Niño” y de “la Niña”24 tienen como consecuencia una

24 El fenómeno de La Niña (de El Niño) se caracteriza por un enfriamiento (calentamiento) de la temperatura de la superficie del océano Pacífico ecuatorial y por cambios en la dirección y velocidad del viento que tienen como consecuencia el



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alta volatilidad en la generación real de energía eléctrica, la cual, a su vez, se traslada al precio de este bien (Gráfico No. 3). En tal sentido, Celsia mantiene una ventaja competitiva frente a otros agentes del mercado, pues su balance de activos de generación le permite capturar los beneficios derivados de mayores precios en temporadas de sequia. Cuadro No. 5: Capacidad instalada del SIN a junio de 2014

Fuente: Informe mensual de variables de generación y del mercado eléctrico colombiano – junio de 2014. UPME Gráfico No. 3: Comparación de la evolución del precio de la energía con la generación real

Fuente: Sistema de Información Eléctrico Colombiano. Azul: fenómeno de El Niño; Verde: fenómeno de La Niña. Producto de los menores aportes hídricos observados en 2013 y de la mayor participación de la generación térmica en el SIN, el precio de la energía eléctrica creció en mayor proporción que en los años anteriores y pasó de 107,61 $/kWh promedio entre 2010 y 2012 a 178,86 $/kWh promedio en 2013 (Gráfico No. 3). Este comportamiento se acentuó durante el primer semestre de 2014 (253,68 $/kWh) como resultado de condiciones hidrológicas inferiores a los promedios históricos y se mantendría en el segundo semestre de dicho año ante la mayor expectativa de ocurrencia de un fenómeno del Niño.

incremento (la reducción) de la cantidad de lluvias en la zona intertropical.

Entre junio de 2013 y el mismo mes de 2014, la demanda de energía en el país aumentó un 4,3%, jalonada por el crecimiento del PIB y la conexión de una carga especial en el campo Rubiales al sistema en febrero de 2014. De acuerdo con las proyecciones de la UPME25, las tasas de crecimiento promedio anual 2014-2020 de esta variable estarían entre 3,5% y 3,9% como consecuencia del buen desempeño esperado de la economía nacional, las grandes cargas especiales26 y la entrada en operación de la interconexión con Panamá a partir de 2018. Sector Eléctrico en Panamá

La actividad de generación eléctrica está sujeta a la Ley No. 6 de 1997, la cual establece que la construcción y explotación de plantas de generación hidroeléctrica y termoeléctrica y que las actividades de transmisión y distribución de electricidad para el servicio público están sujetas al régimen de concesiones y licencias. La oferta y demanda es coordinada por la Empresa de Transmisión Eléctrica - ETESA (encargada de coordinar el Centro Nacional de Despacho) y la normatividad es establecida en conjunto por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), la Secretaría Nacional de Energía y la Autoridad Nacional del Ambiente. El sector eléctrico panameño cuenta con tres mercados: 1) corto plazo o spot, en el cual se transan los excedentes y faltantes originados en la diferencia entre la contratación, la generación y el consumo real, 2) de contratos de potencia en firme (que buscan garantizar abastecimiento del sistema), de energía (cuyo objetivo es obtener cobertura de las volatilidades del precio de la energía eléctrica) y de reserva (donde un generador puede comprar energía a otro generador); y 3) de generación para clientes libres o industriales. En comparación con Colombia, la participación en la capacidad instalada de generación de los activos térmicos es mayor que la de los hídricos (40,5% y 58,7%, respectivamente). Esta característica, sumada a la creciente demanda de energía del país (CAGR27 de 5,83% entre 2007 y 2013), su dependencia de importaciones para abastecer el suministro de energéticos con un nivel de precios

25 Informe de proyección de crecimiento de la demanda – UPME. Julio 2014. 26 Corresponden a las solicitudes de conexión radicadas en la UPME de nuevas cargas mineras y petroleras. 27 Compound Annual Growth Rate.



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superior al que se presenta en Colombia y la volatilidad de las condiciones climáticas, representa mayores retos para que ETESA, en su calidad de administrador del Sistema Eléctrico Nacional, pueda garantizar el abastecimiento de la demanda nacional a costos razonables. Durante 2013 y el primer semestre de 2014 el gobierno panameño se vio obligado a efectuar un plan de racionalización de energía eléctrica como resultado de la baja pluviosidad registrada en el país, que conllevó a que los embalses presentarán niveles mínimos de agua. Se estima que estas condiciones climáticas se mantendrán para el segundo semestre de 2014, por lo cual el Estado está implementando planes de contingencia que incluyen mayor importación de energía y mayor producción con centrales térmicas, como Cativá y BLM.

Sector Eléctrico en Costa Rica En relación con Colombia y Panamá, el sector eléctrico en esta geografía mantiene un mayor nivel de intervención por parte del Estado, de forma que el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) tiene el control de la mayoría de los segmentos de la cadena productiva. No obstante, durante la última década se ha desarrollado un proceso de estimulación gradual para incentivar la incursión del sector privado en el que se destaca la definición del Plan Nacional de Energía 2008-2021, cuyo objetivo principal es lograr que las energías renovables sean la fuente principal del suministro eléctrico del país. Los precios de compra y venta de energía eléctrica son fijados por la Autoridad Regulatoria de los Servicios Públicos - ARESEP con base en criterios de seguridad, calidad, confiablidad y una rentabilidad adecuada para el desarrollo y expansión del sector. Toda la energía generada es comprada por el ICE a estos precios y mediante contratos PPA (Power Purchase Agreement). La capacidad instalada de generación asciende a 2,8 GW de los cuales 63,2% corresponden a activos hídricos y 36,8% a térmicos. La demanda anual de este país asciende a 10.200 GWh, lo cual equivale al 16% del valor registrado en Colombia. Dado que todos los clientes del mercado son regulados, la industria solo maneja un tipo de contrato. La visita técnica para el proceso de calificación se realizó con la oportunidad suficiente por la disponibilidad del cliente y la entrega de la

información se cumplió en los tiempos previstos y de acuerdo con los requerimientos de la Calificadora. Se aclara que la Calificadora de Riesgos no realiza funciones de Auditoría, por tanto, la Administración de la Entidad asume entera responsabilidad sobre la integridad y veracidad de toda la información entregada y que ha servido de base para la elaboración del presente informe. Por otra parte, la Calificadora revisó la información pública disponible y la comparó con la información entregada por el Calificado. En caso de tener alguna inquietud en relación con los indicadores incluidos en este documento, puede consultar el glosario en www.brc.com.co La información financiera incluida en este reporte se basa en: 1) los Estados Financieros auditados de Celsia S.A. E.S.P. consolidados e individuales, Zona Franca Celsia S.A. E.S.P. y Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. a diciembre de 2011, 2012 y 2013 y no auditados a junio de 2014, 2) el Reporte Integrado 2013 de Celsia y EPSA y 3) las proyecciones financieras suministradas por el Calificado para el periodo 2014-2016, que incluyen información real a junio de 2014.


Una calificación de riesgo emitida por BRC Standard &Poor’s es una opinión técnica y en ningún momento pretende ser una recomendación para comprar, vender o mantener una inversión determinada y/o un valor, ni implica una garantía de pago del título, sino una evaluación sobre la probabilidad de que el capital del mismo y sus rendimientos sean cancelados oportunamente. La información contenida en esta publicación ha sido obtenida de fuentes que se presumen confiables y precisas; por ello, no asumimos responsabilidad por errores u omisiones o por resultados derivados del uso de esta información.

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5. ANEXOS

Anexo No. 1: Estados Financieros



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Anexo No. 2: Principales Indicadores Financieros



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Anexo No. 3: Futura estructura societaria de Celsia

Anexo No. 4: Cadena productiva del sector eléctrico por país

Elaborado por: BRC S&P. Fuentes: Celsia e Informe “Señales Regulatorias para la Rentabilidad e Inversión en el Sector Eléctrico: Generación, Transmisión y Distribución - Año 2013” publicado por la Comisión de Integración Energética Regional - CIER. Anexo No. 5: Escalas de Calificación



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Esta calificación se aplica a instrumentos de deuda con vencimientos originales de más de un (1) año. Las escalas entre AA y CC pueden tener un signo (+) o (-), que indica si la calificación se aproxima a la categoría inmediatamente superior o inferior, respectivamente. Las calificaciones de deuda a largo plazo se basan en la siguiente escala: ◘ Grado de Inversión

ESCALA DEFINICIÓN

AAA La calificación AAA es la más alta otorgada por BRC S&P, lo que indica que la capacidad del Emisor o Emisión para cumplir con sus obligaciones financieras es sumamente fuerte.

AA La calificación AA indica que la capacidad del Emisor o Emisión para cumplir con sus obligaciones financieras es muy fuerte. No obstante, los emisores o emisiones con esta calificación podrían ser más vulnerables ante acontecimientos adversos en comparación con aquellos calificados en la máxima categoría.

A La calificación A indica que la capacidad del Emisor o Emisión para cumplir con sus obligaciones financieras es fuerte. No obstante, los emisores o emisiones con esta calificación podrían ser más vulnerables ante acontecimientos adversos en comparación con aquellos calificados en categorías superiores.

BBB La calificación BBB indica que la capacidad del Emisor o Emisión para cumplir con sus obligaciones financieras es adecuada. Sin embargo, los emisores o emisiones con esta calificación son más vulnerables ante acontecimientos adversos en comparación con aquellos calificados en categorías superiores.

◘ Grado de no Inversión o Alto Riesgo

ESCALA DEFINICIÓN

BB La calificación BB indica que la capacidad del Emisor o Emisión para cumplir con sus obligaciones financieras es limitada. Los emisores o emisiones con esta calificación sugieren una menor probabilidad de incumplimiento en comparación con aquellos calificados en categorías inferiores.

B La calificación B indica que la capacidad del Emisor o Emisión para cumplir con sus obligaciones financieras es baja. Los emisores o emisiones con esta calificación sugieren una considerable probabilidad de incumplimiento.

CCC La calificación CCC indica que la capacidad del Emisor o Emisión para cumplir con sus obligaciones financieras es muy baja. Los emisores o emisiones con esta calificación, actualmente sugieren una alta probabilidad de incumplimiento.

CC La calificación CC indica que la capacidad del Emisor o Emisión para cumplir con sus obligaciones financieras es sumamente baja. Los emisores o emisiones con esta calificación, actualmente sugieren una probabilidad muy alta de incumplimiento.

D La calificación D indica que el Emisor o Emisión ha incumplido con sus obligaciones financieras.

E La calificación E indica que BRC S&P no cuenta con la información suficiente para calificar.

6. MIEMBROS DE COMITÉ TÉCNICO Las hojas de vida de los miembros del Comité Técnico de Calificación se encuentran disponibles en nuestra página Web www.brc.com.co

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