Bienvenidos al webcast sobre los resultados del primer trimestre del 2023 del Grupo EPM. Marta Durán, Vicepresidente Ejecutiva de Finanzas e Inversiones del Grupo EPM, presentará los resultados y habrá un espacio de preguntas y respuestas con Jorge Yepes, Gerente de Regulación de EPM, y Juan Carlos San Pedro, Director de Gestión de Capitales de EPM. Los hechos más relevantes posteriores al cierre del trimestre incluyen la aprobación de transferencias adicionales por parte del Consejo Distrital de Medellín, el esquema de estabilización de tarifas para usuarios de energía eléctrica, la solicitud pública de ofertas para la construcción de obras civiles finales de proyecto, el avance de las unidades 3 y 4, y la solicitud pública de ofertas para proveedores de parques solares y eólicos. El grupo EPM también está desarrollando proyectos de energías renovables no convencionales y se prevé que las unidades de generación 3 y 4 entren en operación comercial antes del próximo 30 de noviembre. La demanda comercial acumulada de energía eléctrica en este primer trimestre fue de 19.000 gigavatios hora, lo que representa un crecimiento del 1.9% en relación con el mismo periodo del año anterior. En el primer trimestre del año, la actividad económica decreció en Salvador y Guatemala, mientras que en Colombia presentó una leve expansión. El consumo eléctrico agregado de las empresas del grupo EPM disminuyó en 0.8%. En cuanto al precio spot, éste aumentó en 7% en Colombia, 10.5% en Guatemala y disminuyó en 26.2% en El Salvador. La generación del grupo también se vio afectada por los cambios en la hidrología y los precios internacionales de los combustibles. Los ingresos consolidados ascendieron a 9 billones de pesos, con un crecimiento del 23%, y el EBITDA fue de 2.9 billones, con un aumento del 27%. Los segmentos de distribución y generación representaron el 66% y 18% de los ingresos, respectivamente. El EBITDA de los últimos 12 meses ascendió a 10.3 billones, con una tasa de crecimiento anual del 15.8%. El grupo EPM invirtió casi un millón de pesos en proyectos de infraestructura para garantizar la prestación de los servicios públicos. El CAPEX total para el periodo 2023-2026 es de 21.5 billones de pesos. La deuda financiera del grupo ascendió a 28.9 billones de pesos. Se aprobó un congelamiento de tarifas para la aplicación NPM, que se espera que termine en diciembre de 2024. No se prevén efectos materiales en el margen EBITDA. El congelamiento de tarifas no tendrá un efecto material en el capital de trabajo de EPM. El impacto sobre el flujo de caja de las transferencias adicionales de 330 mil millones se financiará con la generación interna de EPM. El porcentaje de avance del taponamiento del túnel de desviación derecho es de 97%. El costo estimado del nuevo parque solar es de 430 mil millones de pesos y su capacidad es de 83 megavatios. El aporte de Ituango a la generación en gigavatios hora y a Evita en el primer periodo del 2023 es de 12.9 gigavatios hora y 100 mil millones respectivamente. La probabilidad del fenómeno del niño es del 90% para el segundo semestre del año. Los embalses al mes de marzo de PM se encontraban en un 79% y los del sistema en general en un 59%. EPM ha observado un aumento en el pago de intereses debido al incremento en las tasas base. La compañía sigue interesada en la adquisición de triple A en Barranquilla. El proceso de selección de los nuevos contratistas para Ituango ha avanzado de acuerdo con lo estimado en el plan de negocio inicial. Actualmente, EPM no está considerando operaciones propiamente de manejo de deuda, pero mantiene un monitoreo permanente sobre las distintas fuentes de financiación. La póliza climática de EPM busca estabilizar los resultados de la empresa mediante la medición en dos estaciones meteorológicas que se traducen en un índice preacordado por EPM y su contraparte.
Today's webcast is being led by Marta Duran, Executive Vice President of Finance and Investments of EPM Group. We have a presentation by her and a space for questions and answers with Jorge Yepes, EPM's Regulation Manager, and Juan Carlos San Pedro, Manager of Capitals of EPM. The most relevant events subsequent to the closing of the quarter include the authorization of additional transfers by the district for a value of 330,000 million Colombian pesos, a fee stabilization scheme until December 31st of this year for users that use the service, and the opening of a public request for bids for the construction of civil or the final civil works of the project. Additionally, EPM achieved a tremendous landmark on May 8th by installing the rotor of the third electric power generation unit. EPM Group achieved a milestone with 150 people working for four months to assemble the rotor of a power plant. Their strategic vision is focused on sustainability and responsible investment practices. They opened a public bid process for suppliers of solar and wind farms, and are developing solar and wind projects in Colombia. In April 2023, they had 90.99% progress in total works, and their commercial power demand grew 1.9% compared to the same period last year. Spot prices in Colombia, Guatemala, Panama, and El Salvador all increased or decreased during the first quarter of 2023 compared to the same quarter of 2022. In Colombia, spot prices increased by 7%, in Guatemala they increased by 10.5%, in Panama they decreased by 40.2%, and in El Salvador they decreased by 26%. EPM Group's energy generation in Colombia was 13.4% higher than the same period of last year due to contributions from hydro resources and the two units from the Hidro Ituango project. Consolidated results for March 31st were 9 billion pesos, an increase of 23% compared to the same quarter of last year. Total margins on March were 27%, quite similar to the same period of 2022, which was 26%. The EBITDA for the period was 2.9 billion, increasing by 27% compared to the same quarter of last year. The integral results for the period were almost 1.6 billion, increasing by 337 billion compared to last year. Energy services contributed 85% of all income and 81% of EBITDA, while water and solid waste management contributed 11% of group revenues and 17% of EBITDA. Total debt of the group was 60%, with an EBITDA indicator of 4.15 times and a long-term debt EBITDA of 2.71 times. EPM invested almost a trillion of pesos in infrastructure projects during the first quarter. Investments were made in Colombia (Hidroitango) and international subsidiaries (Guatemala and Panama). Projects included improvement of customer service and expansion of networks without replenishment of assets and programs for loss reductions. EPM has projected CAPEX of 6.4 trillion Colombian pesos for 2023-2026, with 85% of it focused in Colombia. The company's financial debt is 28.9 trillion as of March 2023, and it has an average life of 5.4 years. EPM is freezing fees until September, and they expect to recover any lost money by December 2024. They are also working on a solar farm project in Tipui with 83 megawatts and a total cost of 430 billion pesos. El Nino is expected to occur this year with a 90% probability, and EPM's water reservoirs are at 79% capacity. They are interested in acquiring AAA in Barranquilla, and have improved service procurement in the Atlantic Coast area with Athenia. EPM is not currently considering debt administration operations in 2023, and their climate policy works by stabilizing the company's results through rain contributions.
Bienvenidos al webcast sobre los resultados del primer trimestre del 2023 del Grupo EPM. Este evento será liderado por Marta Durán, Vicepresidente Ejecutiva de Finanzas e Inversiones del Grupo EPM. Mi nombre es Marta Vázquez, pertenezco a la Gerencia de Comunicación Corporativa y se de la moderadora para este evento. El día de hoy contaremos con la presentación por parte de Marta Durán y finalizaremos con el espacio de preguntas y respuestas para el cual nos acompañarán Jorge Yepes, Gerente de Regulación de EPM, y Juan Carlos San Pedro, Director de Gestión de Capitales de EPM. Les agradecemos a partir de este momento y a medida que se desarrolle la presentación ir ingresando sus preguntas en el módulo de preguntas de sus pantallas para que cuando iniciemos este espacio se logre dar respuesta a la gran mayoría de ellas. Este webcast está siendo grabado y estará disponible en los próximos días en el mismo enlace del evento publicado en la página web de Finanzas e Inversionistas. A partir de este momento les cedo la palabra a Marta Durán, Vicepresidente Ejecutiva de Finanzas e Inversiones del Grupo EPM. Bueno, muy buenos días a todos. Muchas gracias por unirse a la teleconferencia de hoy donde vamos a compartirles con un nivel de detalle los resultados consolidados del Grupo EPM en el primer trimestre de este año. Desde ya los invitamos a que las preguntas que tengan nos la envíen por el respectivo vínculo de la teleconferencia para que las podamos ir recogiendo y así atenderlas de manera oportuna al final de esta presentación. Bueno, comienzo compartiendo los hechos más relevantes posteriores al cierre del trimestre. En primer lugar, en sesión del 20 de abril, la Junta Directiva autorizó al alcalde de Medellín para iniciar trámites ante el Consejo Distrital de Medellín para la aprobación de un proyecto de acuerdo que permita habilitar transferencias adicionales del distrito por un valor de 330 mil millones de pesos. Esta solicitud del alcalde se debatirá en las próximas semanas en sesiones extras del consejo. De otra parte, en sesión extraordinaria del pasado martes 23 de mayo, la Junta decidió aplicar un esquema de estabilización de tarifas del servicio de energía eléctrica hasta el 31 de diciembre de este año a los usuarios de este servicio, y esto solamente para la patriz de EPM. Este esquema se desarrolló por una iniciativa de la Junta Directiva, una solicitud que hicieron a la administración de la empresa en esa sesión del 23 de mayo y, pues, era una solicitud que ya se había recibido previamente y que se discutió ampliamente en esta sesión. El esquema para aplicar en este caso tiende a replicar de alguna manera la metodología de opción tarifaria utilizada en forma previa del país. Continúo con hechos relevantes de nuestra central institucional de Ituango. El 24 de abril EPM abrió la solicitud pública de ofertas para la construcción de obras civiles finales del proyecto. Estas son las unidades 5 a 8, proceso dirigido a la participación de empresas tanto nacionales como extranjeras que cumplan con la capacidad técnica, jurídica y financiera. 12 firmas adquirieron el derecho a participar en la solicitud pública y 11 de estas empresas visitaron la central institucional de Ituango el 12 de mayo para conocer el estado actual de la obra, las actividades que se deben desarrollar y las condiciones y requisitos de participación para este proceso. Este proceso estará abierto hasta el 28 de junio, que es el cierre. En cuanto al avance de las unidades 3 y 4, EPM logró un granito el pasado 8 de mayo con la instalación del rotor de la tercera unidad de generación de energía. Se trata del ensamblaje de una pieza fundamental, con lo que se evidencia el avance para la puesta en operación comercial de estas unidades prevista para noviembre del presente año. Un total de 150 personas durante cuatro meses trabajaron para alcanzar este hito, que se da luego de la culminación de la obra civil en la zona norte y el montaje de todas las piezas del rotor, trabajos realizados al interior de la casa de máquinas. Cada una de las unidades del rotor fueron fabricadas en Brasil por General Electric. Pasamos a la siguiente diapositiva. Bueno, aquí vamos a hablar un poco desde nuestra visión estratégica. El grupo EPM desarrolla su gestión y se enfoca en prácticas de sostenibilidad e inversión responsable. Nuestro direccionamiento estratégico está totalmente alineado con los objetivos de desarrollo sostenible. A modo de ejemplo de algunas de estas prácticas, quiero destacar que el pasado 18 de mayo EPM abrió la solicitud pública de ofertas para proveedores de parques solares y eólicos, el cual se encuentra abierto hasta el 23 de junio. En desarrollo de nuestra estrategia para contribuir a la transición energética del país, mediante el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, EPM inició este proceso de contratación con el fin de identificar, calificar y clasificar un conjunto de empresas, tanto nacionales como extranjeras, expertas en parques solares y eólicos que puedan acompañarnos en el desarrollo de este tipo de proyectos y realizar con ellas un acuerdo de disponibilidad técnica por seis años que nos permita agilizar los procesos de contratación y las respectivas ofertas. Por otra parte, avanzamos también actualmente en la construcción del parque solar fotovoltaico Tepuy, de esto ya hemos hablado en varias oportunidades, el cual está ubicado en la Dorada Caldas. Este es un proyecto de 83 megavatios de potencia y adelantamos actualmente estudios para el desarrollo de proyectos solares y eólicos en otras partes de Colombia. En las siguientes diapositivas podemos ver algún detalle acerca de Hidroituango. Abril 30 se obtuvo un avance general de obras del 90.99%, de acuerdo con la evolución de los frentes de obra y la concentración de esfuerzos de la empresa, se prevé que las unidades de generación 3 y 4 entren en operación comercial antes del próximo 30 de noviembre y así dar cumplimiento a las obligaciones de energía en firme asignadas en las subastas del cargo por confiabilidad en las que participó el proyecto. Con respecto al montaje de estas unidades, contamos abril con un avance del 74.6% en la unidad 3 y del 49.2 en la unidad 4. En cuanto al saldo acumulado de la inversión en abril, tenemos un estimado de 14.8 billones, deduciendo de este valor los pagos por las políticas de los seguros. En esta diapositiva presentamos la demanda comercial de energía consolidada para el grupo EPM en este periodo. En Colombia, la demanda comercial acumulada de energía eléctrica en este primer trimestre fue de 19.000 gigavatios hora, lo que representa un crecimiento del 1.9% en relación con el mismo periodo del año anterior. En Centroamérica, en Panamá, presentó en el acumulado del periodo un decrecimiento de la demanda de 1.7% y una demanda de 2.731 gigavatios. En este primer trimestre, se presentó un decrecimiento de la actividad económica, al igual que en Salvador, que por su parte presentó en el acumulado un decrecimiento de la demanda de 1.8%, esto es 1.621 gigavatios hora en comparación con el mismo periodo del 2022. En Guatemala, el consumo eléctrico alcanzó un crecimiento del 3.6%, 3.118 gigavatios hora. En este trimestre, el indicador mensual de la actividad económica se expandió a un ritmo ligeramente superior al último trimestre del 2022. En cuanto al consumo para las empresas del grupo EPM, la demanda comercial agregada del grupo en Colombia decreció en 0.8%. En el ámbito internacional, las empresas del grupo registraron en conjunto un crecimiento de la demanda de 1.5%. En EXA, que atiende el mercado regulado, presentó un crecimiento del 3.3%. ENSA presentó un muy buen resultado con una tasa de crecimiento de 0.9%. El Sur continúa la recuperación en la demanda con un crecimiento del 0.3%, y finalmente COMEX en Guatemala presentó un decrecimiento de la demanda de 0.5% en este trimestre versus el mismo periodo del 2022. En la siguiente diapositiva vemos el comportamiento del precio spot en este periodo. En Colombia el precio de la electricidad aumentó en 7% en el promedio de este trimestre, debido principalmente a la disminución del aporte hídrico del embalse agregado del Sistema Interconectado Nacional y a un mayor uso de las plantas térmicas con base en carbón y los elevados precios de este. Es aquí importante resaltar que es como de público conocimiento que se espera una transición a condiciones del niño los próximos dos meses, con una probabilidad ya muy alta del 90% de permanecer en esta condición desde mitad del año hasta inicios del 2024. En el caso de Guatemala el precio spot creció en 10.5% en el acumulado del primer trimestre. La generación hídrica que se sustituye con recursos no renovables como generación térmica principalmente con carbón y búnker ha estado impactada por el aumento internacional del petróleo y sus derivados. En Panamá los precios en este periodo fueron inferiores, 40.2% versus el primer trimestre del 2022, esto debido a que el país estuvo muy influenciado por un mayor uso de fuentes hídricas que llevaron a la baja el costo marginal en la bolsa de energía, aunque el precio spot se afecta igualmente por el precio del combustible, ya que se tiene un parque térmico importante que participa del despacho de energía durante este periodo, hubo un menor uso de recursos térmicos con base en carbón y los derivados del petróleo. En El Salvador el precio promedio spot decreció en 26.2%, este comportamiento se atribuye a mayores aportes hídricos y a un menor uso de la generación térmica, la cual depende de los combustibles líquidos como el búnker. En cuanto a la generación del grupo EPM, en Colombia en el primer trimestre fue de 13.4% mayor en comparación al mismo periodo del 2022, básicamente por el aporte de las plantas con recurso hídrico, así como al contar con las dos unidades de operación del proyecto Ituango, que hoy en día aporta cerca del 5.5% de la generación total del país. En lo relacionado con Bonjic, en Panamá, hubo una mayor generación en el primer trimestre porque se tuvieron mayores aportes hidrológicos en comparación con el mismo periodo del año pasado. Ahora pasamos a revisar los estados financieros. Al 31 de marzo, los ingresos consolidados ascendieron a 9 billones de pesos. Esto es un crecimiento del 23% respecto al mismo periodo del año anterior. Estos son 1.7 billones adicionales. En EPM el aumento fue de 663 mil millones, focalizado en los negocios de generación por 282 mil millones, por una mayor generación en 278 gigavatos hora, impulsada por, como ya lo mencioné, por las dos unidades de Ituango. Y en distribución, 207 mil millones por aumentos de las tarifas impulsadas por los indicadores macroeconómicos IPP e IPC y mayor cantidad de energía vendida. En EXA el crecimiento fue de 215 mil millones por mayor número de clientes, mayores unidades vendidas y un mejor precio de venta. En ENSA tuvimos un crecimiento de 142 mil millones, también por mayor demanda comercial y del gobierno y un menor precio en 4 dólares megavatio hora. En ESA el aumento fue de 93 mil millones, básicamente por mayores ingresos, por una mayor tarifa y el comportamiento de los macroeconómicos y mayores unidades vendidas. Los costos y gastos consolidados ascendieron a 6.6 billones, esto es 22% superior al periodo anterior, equivalentes a 1.2 billones. Esto básicamente se explica por un mayor costo de la operación comercial en 580 mil millones, por la mayor compra de energía a una mayor tarifa y un mayor costo de los servicios de personal de 124 mil millones, dado los incrementos salariales en este año atados al IPC. El margen operacional a marzo fue de 27%, muy similar al mismo periodo del 2022 que fue 26%. En cuanto al EBITDA, este ascendió a 2.9 billones, aumentó en 27%, estos son 616 mil millones con respecto al periodo anterior, y el margen EBITDA ascendió a 32%, es el mismo valor que el obtenido en el 2022. El resultado integral del periodo ascendió a casi 1.6 billones, aumentando 337 mil millones con respecto al año anterior, con un margen neto del 18%, muy similar al 17% obtenido en el 2022. Continuamos con la siguiente diapositiva. Del total de los ingresos del grupo se resalta que la operación en Colombia aportó el 70% y las filiales internacionales el restante 30%. En Colombia en la matriz presentó un aporte del 41%, las filiales nacionales de energía aportaron el 28% y las filiales de aguas y aseo, 1%. En cuanto al EBITDA, las empresas del grupo en Colombia aportaron el 79%, donde la matriz presentó un aporte del 60%, equivalentes a 1.7 billones, con un aumento del 29%, estos son 690 mil millones comparados con el año anterior. Las filiales nacionales de energía aportaron el 19%, equivalentes a 529 mil millones, con un aumento del 0.2%, esto es 1.1 mil millones, impulsados principalmente por ESA, por CHEC y por CENTS. Del EBITDA, las filiales internacionales aportaron el 21%, equivalentes a 602 mil millones, presentando un incremento del 55%. Y aquí destacamos los crecimientos en ENSA, en ADASA y en EXA. Continuamos con la siguiente diapositiva. Con respecto a los resultados por segmentos, los servicios de energía representaron el 85% de los ingresos y el 81% del EBITDA. En los ingresos, los segmentos de distribución y generación presentaron una participación del 66% y del 18%, respectivamente. Distribución presentó un crecimiento de 983 mil millones, aquí destacamos los aportes de EXA, de EPM y de ENSA. En generación se tuvo un aumento de 286 mil millones, donde el mayor aporte fue de EPM, con 282 mil millones, y HET, con 3 mil millones. Por su parte, los servicios de gas combustible participaron con el 4% de los ingresos del grupo y el 2% del EBITDA. Los servicios de agua, gas y saneamiento representaron el 11% de los ingresos del grupo y el 17% del EBITDA. Vamos a la siguiente. El EBITDA de los últimos 12 meses ascendió a 10.3 billones, esto es un crecimiento del 6% respecto al mismo periodo del año anterior. En los resultados por segmentos se destacó generación, como ya lo mencioné, distribución y aguas y saneamiento. El EBITDA presentó una tasa de crecimiento anual de 15.8%. En la siguiente diapositiva vemos el balance. Los pasivos ascendieron a 44.8 billones, aumentando en 1%, equivalentes a 292 mil millones, básicamente por el aumento en los excedentes que debemos pagar al distrito de Medellín por 1.6 billones, de los cuales ya hemos pagado a marzo casi 300 mil millones de pesos. El patrimonio totalizó 30.2 billones, disminuyendo 2%, esto es 726 mil millones de pesos, debido al efecto combinado del mayor resultado integral del periodo por 337 mil millones y una disminución por la causación de excedentes al distrito de Medellín por 1.6 billones, como también ya lo mencioné. Los activos totales del grupo ascendieron a 75.1 billones, con una disminución del 1% en relación con el periodo anterior. El disponible a marzo 31 es de 3.7 billones de pesos. Con respecto a los indicadores de deuda y cobertura, resaltamos el endeudamiento total del grupo, que fue de 60%, el mismo porcentaje presentado en el 2022. El indicador EBITDA gastos financieros alcanzó 4.15 veces. El indicador total deuda a largo plazo EBITDA fue de 2.71 veces, ubicándose en 0.79 veces por debajo del nivel techo objetivo que hemos trazado de 3.5 veces. El indicador deuda neta EBITDA fue de 2.31 veces. Continuamos en la siguiente diapositiva con las cifras de inversiones en infraestructura ejecutadas en este primer trimestre. El grupo EPM invirtió casi un millón de pesos en proyectos de infraestructura para garantizar la prestación de los servicios públicos. Se destacan las inversiones en la matriz, seguidas de las filiales de energía en Colombia, por supuesto, Hidroituango, y las filiales internacionales, entre las que se destacan las filiales de Guatemala, con la implementación de proyectos para la mejora del servicio de atención al cliente, y Panamá, con la expansión de redes, reposición de activos y programas de reducción de pérdidas. En la siguiente diapositiva tenemos el CAPEX del grupo para el periodo 2023-2026. El total de inversiones en infraestructura que proyectamos en este periodo es de 21.5 billones de pesos, de los cuales el 80% de estos recursos estará destinado al negocio de energía y el 20% al negocio de aguas. Las principales inversiones estarán concentradas en los planes de reposición y expansión en distribución de energía y aguas en la matriz, y a la finalización del proyecto Hidroituango y las inversiones que requiere Afinia. Para este año se tiene un CAPEX estimado de 6.4 billones, del cual el 85% estará concentrado en Colombia. Ya pasamos a la última diapositiva, donde tenemos la deuda financiera del grupo, la cual ascendió a 28.9 billones del saldo a marzo de 2023. Como siempre lo hemos dicho, es un portafolio muy diversificado que combina la financiación de entidades de fomento multilaterales, banca comercial local internacional y el mercado de capitales también local internacional. La matriz concentra muy buena parte del saldo del grupo, con un 69% del total. La deuda por moneda se encuentra contratada para las filiales del grupo en términos generales en sus monedas funcionales de cada país, en peso chileno, Quetzal, peso mexicano o en dólares para las filiales de Panamá y en Salvador. Y en cuanto a la matriz, EPM tiene cubierta muy buena parte de su pasivo en moneda extranjera y desarrolla planes de cobertura vía derivados financieros principalmente, cuando se presentan exposiciones que lo requieran. Después de coberturas, la componente de dólares del pasivo del grupo es del 20% del total, ubicada en pasivos en las filiales del sur y en nuestra matriz. Y en cuanto al perfil de vencimiento, se cuenta con una vida media de 5.4 años. Bueno, hasta aquí los resultados financieros. Le doy ahora la palabra a Marta para que, entonces, abramos la sesión de preguntas. Bueno, a partir de este momento, entonces, comenzamos con la sesión de preguntas. Le recordamos que si aún no han inscrito sus preguntas, las pueden ingresar en el módulo de preguntas que aparecen en sus pantallas. Entonces, para acompañar esta sesión, nos acompaña entonces Jorge Yepes, Gerente de Regulación, Daniela Rula, Jefe de la Unidad de Transacciones Comerciales de Energía, y Juan Carlos Zambrano, Director de Gestión de Capitales. Entonces, vamos a dar inicio a las primeras preguntas. La primera pregunta tiene que ver con ¿el congelamiento de la tarifa es un congelamiento o una reducción de tarifas? Lo que se va a aplicar es la posibilidad que ofrece la regulación vigente de en el mecanismo de opción tarifaria tener incrementos definidos por el prestador del servicio que pueden tener variación negativa hasta el mes de septiembre. Entonces, lo que se busca es, mediante la figura de rebajar o reducir el cargo en los primeros meses y luego en aplicación de la regulación, unos incrementos que ya tienen un piso, buscar que el cargo del semestre sea el mismo del mes de junio. Entonces, es una combinación de reducción e incremento que busca mantener el cargo en el mismo valor en promedio. Bueno, la siguiente pregunta es ¿es correcto que lo que se dejen de recibir por el congelamiento de tarifas lo van a recibir después? ¿En qué horizonte de tiempo esperan recibir este monto? Lo que se deja de cobrar durante la aplicación de la opción tarifaria, tal como se viene haciendo desde el año 2020, se acumula en un saldo que después se le traslada a los usuarios como un recobro posterior. Es decir, los incrementos que se dejan de aplicar en un momento determinado se acumulan, luego se lleva a un CEU superior al aplicable y se recuperan los saldos. En este momento, la opción tarifaria que está aplicando la empresa se espera terminar la recuperación de saldo en diciembre de 2024, pero siempre se puede revisar esa fecha. La tercera pregunta es ¿el congelamiento de tarifas se va a extender a otras regiones? Lo que aprobó la junta directiva fue para la aplicación NPM, pues ese es su potestad. No se está en este momento considerando llevar a las juntas directivas de las empresas filiales del grupo el análisis o la decisión, sin embargo, pues en cualquier momento se podría revisar eso. La siguiente pregunta es ¿cuánto puede llegar a contraerse el EBITDA y el margen EBITDA al congelar las tarifas y cuánto puede afectar el capital de trabajo? En la medida que, como lo plantea Jorge en su respuesta anterior, hay una, digamos, relativa neutralización del efecto en el año, pues no se prevén efectos materiales en el margen EBITDA. De un margen que se está proyectando alrededor de 30.7% en algunos escenarios, digamos, los más vírgamos ácidos, pues podría llegar a estar por niveles cercanos al 30. Entonces, no se prevé como una contracción pues material del margen EBITDA. En el capital de trabajo, el efecto también tiende a ser relativo a la respuesta anterior también de Jorge en cuanto a que hay una recuperación posterior, por lo tanto, no se prevé un efecto material de esta medida tarifaria. Tema diferente es ya los efectos climáticos e hidrológicos asociados al fenómeno del niño y lo que podría llegar a afectar la operación comercial, tema pues que es, digamos, independiente al elemento tarifario. Muy bien, la siguiente pregunta es, ¿el congelamiento de tarifas podría tener algún impacto futuro en los activos de EPM? ¿Cómo se van a anticipar a estos sucesos? En los activos de EPM, pues no se ha evaluado que haya algún impacto en cuanto a que básicamente pues es la cuenta por cobrar, sigue formando parte del activo, la que se forma pues con esta situación así como con la opción tarifaria que se venía aplicando. Entonces, pues no se ha evaluado, no se ha, digamos, identificado que haya algún impacto futuro en los activos de la empresa. ¿Cómo puede esto ayudar a disminuir la inflación? Pues básicamente hay un aporte residual en cuanto a que la componente pues del precio de energía en el país tiene efecto en el IPC, obviamente en la medida en que las demás variables de ese indicador de inflación pues del país evolucionan, pues realmente el efecto se da material, aquí pues podría haber algún aporte de carácter residual. La siguiente pregunta tiene que ver con cuáles son los principales riesgos a nivel regulatorio y político que han evaluado para EPM. Desde el punto de vista regulatorio, se está dando aplicación a normas que están vigentes y no percibimos riesgo en la aplicación de las mismas. Siempre queda pues el riesgo comercial de la recuperación de esos dineros posteriormente, pues se van a ver incrementos fuertes cuando se esté en ese período de recuperar los saldos. Bueno, la siguiente pregunta tiene que ver con el impacto que va a tener sobre el flujo de caja las transferencias adicionales de 330 mil millones. ¿Cuánto es el total esperado en el año y cómo piensan financiarse? Bueno, frente a estos recursos adicionales que, como mencioné en la presentación, el Distrito de Medellín está tramitando ante el Consejo, quisiera como un poquito explicar el origen de esta situación y es que en una primera proyección que EPM tenía de las transferencias al distrito, con base pues en el resultado estimado que teníamos para el 2022, habíamos proyectado unas transferencias de 2 billones de pesos. Sin embargo, por el deterioro que tuvimos que aplicar de UNE por cerca de un billón de pesos, esta utilidad pues fue impactada y este nivel de transferencias se disminuyó en este monto o la proyección de transferencias que teníamos para este año se disminuyó en este monto de 330 mil millones de pesos. Esa es como la explicación de esta diferencia y por eso pues el Distrito de Medellín decidió, con el fin de mantener su presupuesto de inversión durante este año y poder mantener sus programas sociales, pues decidió llevar esta iniciativa al Consejo. ¿Cómo pensamos financiarse? Pues con generación interna nuestra, con nuestro flujo de caja, pues como les digo, en una proyección inicial estos recursos estaban estimados en este valor, entonces no vemos que tengamos algún efecto en nuestro flujo de caja para poder cumplir en caso dado que se llegue a aprobar en el Consejo que pues aún está en trámite y está por definirse en los próximos días. La siguiente pregunta tiene que ver con la perspectiva negativa de las calificadoras estatal a terminación del túnel de desviación. ¿Cuál es el porcentaje de avance que se tiene sobre este hito? En el proyecto Ituango pues se tiene previsto en su cronograma a final del año 2023 culminar el proceso de las diferentes obras civiles que apuntan pues a hacer el bloqueo definitivo del túnel de desviación derecho, el cual pues incluye, como hemos mencionado pronto en espacios anteriores, la colocación de unos micropilotes, los cuales ya fueron instalados en la zona como un tapón inicial sumado a un lanzamiento de esferas plásticas de tres grupos de diferentes diámetros, las cuales ya han sido lanzadas parcialmente y se adelanta lo que viene a ser un proceso de contratación de las obras civiles finales que incluirá lo que es el taponamiento ya con una longitud de alrededor de unos 20 metros en concreto colocado en el sitio para un tapón uno y luego un tapón definitivo también una longitud aproximada de 20 metros para el taponamiento definitivo que, como les mencionamos, sería estimado en el cronograma para final del año 2023. El porcentaje de avance total del taponamiento es de cerca del 97% por los avances que se han dado pues en las etapas previas que hemos mencionado. La siguiente pregunta es, se habla de la ejecución de un nuevo parque solar de cuántos megavatios y cuál es el costo total que tiene el proyecto? El costo estimado del proyecto son 430 mil millones de pesos y la capacidad es de 83 megavatios y pues esperamos tener terminado este proyecto finalizando este año. Bueno, podrían decirnos cuánto aporto y cuánto aporte tiene Ituango en generación en gigavatios hora y en Evita en el primer periodo del 2023? El aporte de Ituango es de 12.9 gigavatios hora de generación promedio día y el aporte a Evita es de alrededor de 100 mil millones a marzo de 2023. La siguiente pregunta tiene que ver con el fenómeno del niño y es, podrían decirnos cuál es la probabilidad del fenómeno del niño? Básicamente el equipo técnico del área comercial y de transacciones de energía sigue pues mucho lo que es la probabilidad que a través de la agencia climática no publica a nivel mundial esa información de carácter público y básicamente se identifica que para el segundo semestre del año pues las probabilidades ya son del orden del 90% indicando pues casi que una certeza casi que de que se dé este fenómeno. Aquí yo creo que es relevante indicar que el fenómeno niño no necesariamente implica 100% una reducción, digámoslo, material o significativa al régimen de lluvias, es variable su efecto, es variable su magnitud, entonces de que haber fenómeno niño en cuanto a las características técnicas que incluyen el calentamiento del Pacífico en la zona llamada 2-3 más una reducción de las corrientes de viento son los hechos que lo constituyen, pero ya el efecto en cuanto a hidrología en Colombia es lo que está por verse es cuál sería su magnitud según algunos indicios pues o digamos lo cual comparación de variables de cómo estaba el fenómeno niño de otros períodos ya materializados en el pasado con el actual apuntaría a que sería de una magnitud relativamente moderada pero es algo pues que digámoslo no se tendrá certeza hasta el momento en que ya se den los hechos concretos. También tiene que ver con el niño y es frente al potencial del niño cómo están las reservas de agua hoy en día, los embalses en su promedio cómo están. Bueno, los embalses al mes de marzo de PM se encontraban en un 79% y los del sistema en general en un 59%. La siguiente pregunta es cómo se ve un aumento muy fuerte en intereses cuánto es el costo de deuda promedio hoy contra el año pasado. Acá es importante mencionar que el protofolio de deuda de PM pues incluye incluye tasa variable básicamente en el endeudamiento local el que tiene la matriz de PM en lo que básicamente es emisiones locales de bonos y créditos que tiene sobre todo las filiales locales muy representadas pues en lo que viene a ser el cheque de excedencia esa en créditos locales vinculados básicamente a tasa IR. Hemos observado un incremento en el pago de interés obviamente debido pues al incremento en estas tasas base pero y simultáneamente pues se ha reflejado el incremento de ingresos operacionales pues que se ha venido dando entre 2022 y primer trimestre de 2023 por lo tanto pues se observa una cobertura natural en buena parte de ese incremento de estas tasas base. En cuanto a la deuda externa que básicamente pues lo muy concentrado en la matriz de PM en buena parte está en tasa fija principalmente las emisiones internacionales de bonos o coberturas que se han hecho de tasas variables a fijas entonces no es pues digamos relevante o material la exposición de PM a tasa variable en su deuda externa. Bueno vamos con la siguiente pregunta y es qué tan cierto es el interés en la adquisición de triple A en Barranquilla. Como lo manifestó el gerente la semana pasada en una rueda de prensa que tuvimos después de nuestro evento anual de inversionistas si PM sigue interesado en la adquisición de triple A. La siguiente pregunta es qué pasó con el proceso de selección de los nuevos contratistas para Ituango. La siguiente pregunta es qué pasó con el proceso de selección de los nuevos contratistas para Ituango. La siguiente pregunta es qué pasó con el proceso de selección de los nuevos contratistas para Ituango. La siguiente pregunta es qué pasó con el proceso de selección de los nuevos contratistas para Ituango. La siguiente pregunta es qué pasó con el proceso de selección de los nuevos contratistas para Ituango. Los resultados en términos generales van muy acorde con lo que nosotros estimamos en el plan de negocio inicial, esto lo hemos reiterado también en varios espacios, Afinia es una de nuestras empresas que mayor atención nos requiere por estos retos que tiene en indicadores y en montos de inversión, y bueno, esperamos que con las inversiones que estamos ejecutando pues podamos seguir y podamos continuar con el cumplimiento de ese plan de negocios y poder mejorar la prestación del servicio en la costa atlántica. La siguiente pregunta es cómo está considerando la compañía refinanciar la deuda de los próximos meses. Actualmente pues EPM no está considerando operaciones propiamente de manejo de deuda, en el año 2023 pues los vencimientos que se tienen no son materiales frente al flujo de caja total de grupo, se tiene financiado lo que es básicamente el plan de inversiones 2022, pues cierre 2022, todo el año 2023 a través de las operaciones con Banca Comercial Internacional, Crédito Club Vigil, vinculado a Sostenibilidad que se firmó en diciembre 2022, desde el cual hay un remanente de 400 millones de dólares aún por desembolsar, y la operación que se cerró con la Agencia Francesa de Desarrollo en primer trimestre de este año, el cual financia plan de inversiones general de reposición y expansión en distribución de energía, aguas y asimismo financia también el proyecto Tepuy. De todas maneras EPM mantiene un monitoreo permanente sobre las distintas fuentes de financiación, identificando qué oportunidades pueden llegar a presentarse para algún esquema de una posible operación de manejo futura. A nivel de grupo, de pronto hay un caso particular que es el de ENSA, en Panamá, la cual pues tiene un vencimiento de alrededor de 100 millones de dólares hacia octubre de 2023, el cual en este momento se sigue analizando alternativas de un posible manejo a ese vencimiento. ¿Cómo funciona la póliza climática de EPM? Sí, básicamente lo que busca la póliza es estabilizar los resultados de la empresa, y lo que ocurre es que está vinculado a la medición en dos estaciones meteorológicas en el río Nare y el río Grande, cuyos aportes de lluvia se transforman en una generación de energía anual en un índice que se calculó preacordado por EPM y la respectiva contraparte. Si este índice es menor a un umbral acordado, en cuanto a esos niveles del índice, EPM recibiría una indemnización. La cobertura, de hecho, se hizo efectiva en el año 2020 y representa para el grupo una alternativa en cuanto a una cobertura parcial, digamos parcial, es claro que no es total del riesgo hidrológico frente a este tipo de anomalías. Bueno, entonces, con esta última pregunta finalizamos o damos por concluido este espacio de preguntas y respuestas. Cedo nuevamente, entonces, la palabra a la vicepresidenta Marta Durán para los comentarios finales. No, solo agradecerles por la participación en este espacio. Nos vemos en la entrega de resultados del próximo trimestre y quedamos muy atentos a cualquier inquietud o información adicional que podamos brindarles por nuestros diferentes medios. Muchísimas gracias. Bueno, les recordamos que si desean escuchar nuevamente esta teleconferencia podrán ingresar en los próximos días a la página web de EPM donde estará disponible www.epm.com.co en la sección de inversionistas. A todos, muchas gracias por su atención y damos finalizado este evento por el día de hoy. Muchas gracias.
Good morning, everyone. To the webcast of the results of the first quarter of EPM, Marta Duran is going to be leading. She's the Executive Vice President of Finance and Investments of EPM Group. My name is Marta Vazquez. I'm part of the Corporate Communications Management Office, and I'm going to act as the moderator for the event. Today, we have a presentation again by Marta Duran, and we're going to have at the end a space for questions and answers, for which we have Jorge Yepes, EPM's Regulation Manager, and Juan Carlos San Pedro, Manager of Capitals of EPM. We would like to thank you from this moment on and throughout the presentation to write your questions in the question module of your screens. Thus, when we go into the question and answer session, we can answer most of your questions. This webcast is being recorded and is going to be available in the next few days in the same link of the event that was published in the investments page. I will give the word now to Marta Duran, Executive Vice President of Finance and Investments of EPM Group. Well, good morning, everyone. Thanks for joining this teleconference today. Today's agenda is on the screen. We're going to give you details about the consolidated results of EPM's Group during the first quarter of this year. I would like to invite you to, again, in case you have any questions, please use the proper link to send those questions so we can gather those questions and answer those questions at the end of the presentation. I'm going to begin by sharing with you the most relevant events subsequent to the closing of the quarter. Well, first of all, on April 20th, the Board of Directors authorized Medellin's Majors Office to begin procedures before the District Council of Medellin for the approval of an agreement or a draft agreement that would allow additional transfers by the district for a value of 330,000 million Colombian pesos. This request by the major is going to be discussed in the next few weeks in extraordinary sessions of the Council. On the other hand, in another extraordinary session of last Tuesday, May 23rd, during it, the Board of Directors decided to apply a fee stabilization scheme until December 31st of this year for users that use the service, and this is only applicable for EPM. This plan, this scheme, was developed thanks to an initiative from the Board of Directors, a request that was made to the company's administration, again, during that session of May 23rd, and this was, again, a request that had been received priorly, and this is a request that was broadly discussed during this session. The scheme that we are going to apply somehow replicates the methodology, the option fee methodology that was priorly used in the country. I'm going to continue with other relevant events at Irrituango Power Plant. On April 24th, EPM opened a public request for bids for the construction of civil or the final civil works of the project. This refers to Units 5 to 8. This process was aimed at having participation from national as well as foreign companies with technical, legal, and financial capacity to participate, 12 firms, 12 companies acquired the right to participate in this public bid, and 11 of those companies visited the Irrituango Power Plant on May 12th to learn about the current status of the civil works, to learn about the activities to be developed, and to learn about the conditions and requirements for participation in the process. This process is going to be open until June 28th. It closes on June 28th with regards to the advances of Units 3 and 4, EPM achieved a tremendous landmark on May 8th by installing the rotor of the third electric power generation unit. Again, this was the assembly of a very fundamental piece, and this indicates the advancement so we can launch these units into operation, which is expected for November of the current year. A total of 150 people worked for four months to achieve this milestone, which is after the closing of the civil works in the north area and after the assembly of all the pieces of the rotor, and again, this work was done inside the powerhouse. All the units of the rotor were produced in Brazil by General Electric. Let's go to the next slide, please. Okay, now we're going to speak a little bit about our strategic vision. EPM Group develops its work and focuses on sustainability and investment practices that are responsible. Our strategic direction is aligned with the sustainable development goals. A few examples of these practices are highlighted here. I would like to mention also that on May 18, EPM opened a public bid process for suppliers for solar and wind farms, which again, this bidding is open until June 23rd. To develop my strategy through different non-conventional projects, EPM began this contracting process with the idea of identifying, scoring, and classifying a set of national as well as foreign companies, experts in solar and wind farms that could provide support in the development of this type of project, and that could, and with them, to do an agreement of technical availability for six years, and that would allow us to speed up the contracting processes and the bidding processes. On the other hand, we have also advanced in the construction of the solar bark-to-pulley photovoltaic solar farm. We have spoken about this in different locations. This is located in La Dorada, Caldas, 83 megawatts of power is that capacity, and we have conducted studies for the development of other wind and solar projects in other areas of Colombia. On the next slides, we can see some of the details with regards to Hidroituango. On April 30th, we had a general advance of total works of 90.99 percent. That was the total work progress in April 2023. And most efforts of the company, again, we expect that units 3 and 4 are going to go into commercial operations by the 30th of November, and this way we will have complied with the firm energy obligations that were assigned in the reliability charges auctions in which the project participated. With regards to the setup of the units, we, in April, have an advance of 74.6 percent in unit number 3, and 49.2 percent in unit number 4. Those are the advances for those two units. With regards to the accumulated balance in terms of investment in April, we have an estimated of $14.8 billion deducted from this value of payments for insurance policies. On this slide, we're also presenting, actually on the next slide, we are presenting commercial power demand, consolidated power demand for EPM grew further in the quarter. In Colombia, accumulated commercial demand for energy during the first quarter of this year was 19,000 megawatts per hour, which represents a growth of 1.9 percent compared to the same period of last year. Central America, specifically in Panama, we had an accrued decrease in terms of demand of 1.7 percent and a demand of 2,731 gigawatts. During the first quarter, we also had a decrease of the economic activity just like in El Salvador. On their side, El Salvador had a decrease of demand of 1.8 percent. This is 1,621 gigawatts per hour compared to the same quarter of 2022. In Guatemala, energy consumption increased by 3.6 percent for a total of 3,118 gigawatts per hour. During this quarter, the indicators of economic activities increased at a rhythm that was slightly higher than during the last quarter of 20, excuse me, the first quarter of 2022. With regards to consumption for EPM companies, the aggregate demand decreased by 0.4 percent internationally. The companies of the group indicated growth in terms of demand of 1.5 percent. And then ENSA, which covers regulated market, had a growth of 3.3 percent. EXA had also, ENSA had good growth rate, 0.9 percent. El Sur is actually continuous recovering its demand. It had a growth of 0.3 percent, 0.3 percent, and finally, COMEX in Guatemala had a decrease in demand of 0.5 percent, again, during this quarter compared to the same quarter of 2022. On this slide, we can see the spot prices during this quarter in Colombia. Spot prices increased by 7 percent during this quarter. This was mostly due to a decrease of the hydro contribution of the reservoirs of the National Interconnected System and lower use of thermal plants, coal thermal plants, and also high prices. It is also important to highlight here that as it is publicly known that a transition is expected due to El Niño conditions for the next two months and we have high probabilities of 90 percent of remaining in this condition from the middle of the year until the beginning of 2024 in the case of Guatemala, spot prices increased by 10.5 percent with regards to the accrued of the first quarter, hydro generation that is replaced by non-renewable resources, mostly thermal generation that uses coal, has been impacted due to the international increases of oil prices and its derivates in Panama. Prices during this period were lower, minus 40.2 percent compared to the first quarter of 2022, and this is because the country was very much influenced by a larger use of hydro resources that reduced marginal cost at the energy exchange, although the spot prices affected by the prices of fuel, because there is a thermal part that is important enough and that participates in energy dispatches, thus there was a lower use of thermal resources based on coal and based on oil derivates, the results in El Salvador, the price decreased by 26 percent, this behavior is due to larger hydro contributions and to again less use of thermal generation which depends on fossil fuels as including bunker. With regards to EPM group energy generation in Colombia during the first quarter, this was 13.4 percent higher when comparing it to the same period of 2022 and this increases mostly due to the contributions with hydro resources, hydric resources as well as having the two units from the Hidro Ituango project which currently contributes close to 5, a little bit more than 5 percent of the total generation of the country. With regards to Bonjik in Panama, we had more generation during the first quarter because there were more hydrological contributions when comparing to the same quarter of last year. Let's continue with the financial results. On March 31st, consolidated results were 9 billion pesos, an increase of 23 percent compared to the same quarter of last year, 1.7 additional billions. At EPM, the increase was 663 million, focus on generation businesses, again higher generation, 278 gigawatts per hour, this was fostered by, as I mentioned before, due to the two Hidro Ituango units and with regards to distribution, 207 billion due to increases from macroeconomic indicators, IPC micro-indicators and more energy that was sold, growth was above due to a larger number of clients, due to more units that were sold and due to better sales prices at INSA, we had a growth of 142 billion due to more demand and due to, again, more demand from the government as well and a better price of $4 megawatt per hour. In EDSA, the increase was 93 billion, basically due to more income due to a higher fee and due to the behavior of macroeconomic units and also more units that were sold. Market cost and expenses reached 6.3 billion, this is 22%, higher than the previous period equivalent to 1.2 million, this is explained due to a higher cost of the operation of 580 billion, due to more purchases of energy at a higher fee and, again, also a higher cost of personal of 124 billion due to salary increases that were linked this year to the consumer price index. Total margins on March was 27%, quite similar to the same period of 2022, which was 26%. With regards to the EBITDA, this was 2.9 billion, it increased to 2.9 billion, it increased by 27% for a total of 616 billion compared to the previous quarter, to the same quarter of last year and the EBITDA margin increased to 32%, which is the same value that was obtained in 2022. The integral results for the period were almost 1.6 billion, it increased by 337 billion compared to last year and it had a net margin of 18%, quite similar to the 17% that was obtained in 2022. Let's continue with the next slide. Out of the total income for the group, it is highlighted that operations in Colombia contributed 70%, international subsidiaries contributed the remaining 30% in Colombia and the matrix presented a contribution of 41%. International subsidiaries in Colombia contributed 28% and order subsidiaries and cleaning subsidiaries contributed 1%. With regards to the EBITDA, the group of companies in Colombia contributed 79% of that EBITDA, the headquarters contributed 60%, equivalent to 1.7 billion, with an increase of 29% and again this is our 690 billion compared to last year, 690 billion. National subsidiaries contributed 19%, equivalent to 529 billion Colombian pesos with an increase of 0.2%, this is 1.1 trillion and this was mostly promoted by EXA, by CEC and by CENTS. With regards to the EBITDA, international subsidiaries contributed 21% of that EBITDA and this is equivalent to 602 billion, representing an increase of 55% and here I would like to highlight the growth in EXA, ADASA and growth in EXA. I would like to continue with the next slide and the next slide with regards to the results based on segments, again energy services contributed 85% of all the income and 81% of this EBITDA. With regards to the different segments, distribution and generation showed a share of 66% and of 18% respectively. With regards to distribution, distribution had a growth of 983 billion and here we would like to mention the contributions of EXA and EPM to that growth and ENSA's contribution to that growth. With regards to generation, there was an increase of 286 billion where the largest contribution was by EPM with 282 billion and here's with a 3,000 billion, million. With regards to fuel gas services, they contributed 4% to the revenues of the group and 2% of the EBITDA, water and solid waste management contributed 11% of the group revenues and represented 17% of the group's EBITDA. Let's go to the next slide please. EBITDA for the past 12 months increased to 10.3 billion. This is a growth of 6% compared to the same quarter of last year. With regards to the results of the different segments, again generation is highlighted, and water and solid waste management EBITDA also had an annual growth rate of 15.8%. On the next slide we can see the balance, liabilities increased by 1%. This is equivalent to 290 billion. This was mostly due to the increase in the surplus that we have to pay the District of Medellin for 1.6 trillion. As of March we have paid close to 300 billion pesos, patrimony, equity was 30.2 billion, debt decreased by 2%, 726 billion pesos and this was due to a combined effect of more comprehensive results of the Bureau for 337 billion and a reduction due to surplus being paid to the District of Medellin for 1.6 trillion as I mentioned before. Total asset raised to 76.1 billion with a reduction of 1%, 1% compared to last year available as of March is 3.7 trillion pesos, so that's the cash position. With regards to the debt and coverage indicators we would like to mention the total debt of the group was 60%. Same percentage that we had in 2022 during the same quarter the EBITDA indicator financial expenses reached 4.15 times. The long-term debt EBITDA was 2.71 times which 0.79 below the objective level that we had planned of 3.7 times the net debt EBITDA indicator was 2.31 times. Let's continue with the next slide where we can see the investment figures, investment and infrastructure that was executed during the first quarter, EPM invested almost a trillion of pesos in infrastructure projects to guarantee service rendering. Highlighted here are investment on the matrix followed by energy or energy subsidiaries in Colombia of course, Hidroitango is here, we also have international subsidiaries where we highlighted subsidiaries of Guatemala with implementation of projects for improvement of customer service and also Panama is highlighted with an expansion of networks without replenishment of assets and with programs for loss reductions. On the next slide, we have the groups of CAPEX for the 2023-2026 period, the total investments in infrastructure projected for this period is 21.5 trillion Colombian pesos of which 80% is going to be destined to the energy business and 20% is going to be destined to the water business, the most important investments are going to focus on the replenishment and expansion plans for energy distribution and also water at the matrix and also to the conclusion of the Hidroituango project and the investments required by Afinia, for this year we have an estimated CAPEX of 6.4 trillion Colombian pesos of which 85% is going to focus or concentrate in Colombia, is going to be focused in Colombia, now we're moving to the last slide where we have the financial debt of the group which is 28.9 trillion, that's the balance as of March 2023, as we have mentioned this is a very diverse portfolio that combines financing, multilateral entities, local banks, international banks and bond or different global markets, local bonds and USD bonds, 69% is concentrated here debt for the bank or for the group subsidiaries in general in the different functional currencies of the different countries meaning Chilean pesos, Quetzals or Mexican or in dollars for the Panamanian and El Salvador branches and with regards to the matrix, EPM has good coverage of much of its liability in foreign currency and it is actually working on plans for coverage through financial derivates when it has exposures that require it after these coverages, the dollar composal is 20% of the total and these are liabilities in the subsidiaries in the south and in our matrix and with regards to the expiration profile we have an average life of 5.4 years and this is the conclusion of the financial results, now I would like to give the word to Marta and we're going to open the floor for questions and answers, well as of this moment we're going to begin with the question part, if you haven't written your questions, if you haven't asked your questions you can use the question module that you have on your screen, so to answer, to be part of the session we have Jorge Jepez, Regulation Manager, Daniel LaRubla and Juan Carlos Zampero, Director of Capital Management, so we're going to begin with the first questions, the first question is about the freezing of this fees, is this an actual freezing or reduction of the fees, what we're going to apply is the possibility allowed by current regulation to again in terms of fee options we have increases that are to be defined by the service provider which could have negative variation until September, so again what we are trying to do or what we want to do is again use a figure, use the figure of reducing fees during the first few months and then we're going to apply the regulation and we're going to have increases that already have a floor and through that we're going to or we seek for the average charges of this semester to be the same charges that we have for June, so it's a combination of reduction and increases that seeks to keep charges at the same average value, the next question is it correct that whatever it's not received due to this freezing of fees is going to be received later, when, what is the time horizon for receiving that amount, what we do not receive during the implementation of this option for fees as we have done since 2020 is going to be accumulated in a balance that is eventually going to be transferred to users, so sort of like an eventual recharge, in other words those increases that we do not apply at a specific time are accumulated and then they are brought and recover, brought back and recover currently the option fee that the company is applying, again we expect to finish recovering those balances by December 2024 but that can always be revised, that date can always be revised, third question freezing these fees is this going to extend to other regions of the country, what the board of directors has authorized was to be applied in EPM because that's EPM's authority, currently we're not considering bringing this to subsidiaries of the group, we're not thinking, we're not considering that bringing this to other boards of directors of other companies of the groups but at any time we might change that answer, next question how much can the EBITDA margin contract and how can that affect the worker capital, well as Jorge mentioned in his previous answer there is sort of like a neutralization of the effect throughout the year so we do not expect any material effect on this EBITDA margin, we are projecting a margin of 30.7% in some scenarios, perhaps in the most difficult scenarios that could be at levels of 30% so we do not really expect a material contraction of this EBITDA margin, with regards to the work capital, well the effects on the work capital are relative and also related to Jorge's prior answer, again there is an eventual recovery so therefore we do not expect a different story or the climate or hydrological effects related to El Nino and how they may affect our commercial operations which again this is a topic that is independent from the fee topic, from the fee freezing topic, the next question, does the fee freezing could it have any future impact on EBM assets and how can we anticipate that, with regards to EBM assets, well actually we haven't evaluated any potential impact on EBM assets, yet the accounts receivable remain part of the assets so we again haven't really evaluated, we haven't really identified any future impacts on the company's assets, how can this help reduce inflation is the next question, well basically there is a residual contribution because the component of the energy price in the country does have an effect on the consumer price index, but well obviously if the other variables in the IPC that is going to help materialize and yes there can be some residual contributions to that, the next question is about the most important regulatory and political risk that you have evaluated for EBM, from a regulatory perspective we are applying norms that are currently valid and we do not foresee any risk with regards to the implementation, there is always a commercial risk with regards to the recovery of different monies afterwards so eventually we might have strong increases when we are in the period of recovering those balances, well the next question is related to the impact on the cash flow of these additional transfers of 330 billion, what are the results expected for the year and how do you expect to finance that, well with regards to those additional resources as I mentioned in my presentation the district of Medellin is asking the council for I would like to explain a little bit better the origin of this situation, at a prior or at a first projection made by EBM with regards to the transfers that it was going to make to the district again based on the estimated results for 2022 we had projected transfers of two trillion pesos, however due to the deterioration that we had to apply because of ONE close to one trillion pesos, those are profits were affected and the transfers were reduced for that amount or the projection of transfers for this year was reduced for that amount of 330 billion pesos so this is sort of like the explanation of the difference and this is why the district of Medellin decided to with the idea of keeping its investment budget for this year and with the idea of keeping its social programs this is why the district of Medellin decided to bring that request or initiative to the council how do we expect to finance it well through internal generation through our cash flow and as I mentioned before at an initial projection we had estimated resources for that value so I do not see that this is going to have any effect on our cash flow in case this is authorized by the council again this is still being debated by the council and will be defined in the next few days the next the question is related to the negative perspective of the different scoring companies due to the deviation tunnel what can you tell us with regards to the advance of that at Hidroituango and its chronogram we expect that by the year of 2023 by the end of 2023 we're going to conclude the different civil wars that are going to block the right deviation tunnel as mentioned in prior spaces that includes the placements of some micro pilots that have been installed as well as a plug as well as different diameters plastic plugs that have been launched or deployed partially and now we're working on a process of contracting for the final orders which are going to include the plugging using a 20 meter concrete plug on site and then a final plug of also approximately 20 meters for the final plugging which is estimated to take place by the end of this year by the end of 2023 advancement percentage is close to 97 percent due to the advances that we have made in the prior stages that we have already made mentioned next question you are speaking about the execution of a new solar farm at Tipui how many megawatts and what is the total cost of that project the estimated cost of that project is 430 billion pesos capacity is 83 megawatts and we expect to have finished this project by the end of this year as well can you tell us how much that Hidroituango contributed in terms of gigawatts hour and EBITDA for the first quarter of 2023 Hidroituango's contribution is 12.9 gigawatts per hour in terms of average generation per day and EBITDA contribution is 100 billion by March of 2023 next question with regards to El Nino phenomena can you please tell us what are the probabilities of El Nino basically our technical team that works with the commercial aspect and energy transactions they are very much on the lookout they follow projections from different climate agencies again this is public information and for the second semester of this year probabilities of El Nino are 90% which indicates almost certainty of this El Nino phenomena occurring we also have to mention that El Nino does not imply necessarily a significant reduction in terms of range El Nino effects can be different the magnitude of its effects can be different so the fact that we're going to have an El Nino that might imply a warming of the Pacific in addition to a reduction of wind currents and those are basically the main factors that establish an El Nino but with regards to the specific effects on rain in Colombia well that would have to be seen some expectations or some indications or some variables comparing to El Nino in previous years that leads to projecting a moderate magnitude of El Nino for this year but again we cannot be certain about that until it occurs next the question is also related to El Nino and that is with regards to El Nino what how are the reservoirs water reservoirs at this moment well water reservoirs as of March of this year EPMs water reservoirs were at 79% capacity and for the system in general they were at 59% capacity next the question is how an interest increases expected and can you compare that to last year well we have to mention that EPMs portfolio includes a variable rate for local debts for EPMs matrix in again local bond emissions and also in in credits mostly for local subsidiaries and this is mostly represented checks again local credits linked to an IP or IPR rate we have seen an increase in interest again due to the basic increases but simultaneously this has also been reflected in the operational increases that we have had in during 2022 and the first quarter of 2023 so we have a natural a good coverage for the increase of those basic rates with regards to the foreign debt is again mostly concentrated on the EPMs matrix most of it is that a fixed rate especially the international bonds or other coverages that we have made or that we have made from variable rates to fixed rates so again EPMs exposure to variable rates is really not that relevant for it's a foreign debt next the question is how certain is that there is an interest in acquiring AAA in Barranquilla as mentioned by our manager last year there was a roundtable a press conference last week so yes definitely EPM is interested in the acquisition of AAA the next question is what happened with the process of selecting new contractors for Eto'ongo so with regards to that question EPM on April 24 the general so again since EPM, since EPM retore went into the Atlantic Coast area with Athenia we consider that we have substantially improved service procurement collection, collected collection as of March was closed March 80 percent, losses are 26.1 percent and as of March again the company had incomes for 1.3 trillion pesos and this is an increase of 4 percent the EBITDA was 97 billion with regards to 192 billion in the 2022 we had a profit of 71 billion and we also had a CAPEX of 138 billion clients covered by Athenia are 1.7 million clients and results in general terms are very much in accordance with what we had expected in our initial business plan and this again has been reaffirmed in different spaces again Athenia is one of our companies that is requiring the most attention due to this indicators and due to this investment amounts and yes we expect that through the investments that we are executing we will be able to continue complying with the business plan we also expect to improve service procurement in the Atlantic Coast area as well the next question again the next question is how is the company considering to refinance its debt for the next few months currently EBM is not reconsidering debt administration operations in 2023 the due the deadlines are not really significant with regards to the cash flow of the group so we have a financed again the investment plan 2022-2023 through operations with international commercial banks and a credit that was signed on December 2022 of which we have a remnant of 400 million dollars that has been disinversed and also an operation that we closed with the French Development Agency during the first quarter of this year which finances an investment plan for reposition of replacement of waters and it also finances the project anyhow EBM is constantly monitoring the different financing sources and tries to identify different opportunities that might occur for different schemes for future operations at group level there might be an specific group ENSA which is our subsidiary in Panama which has an operation of close to 100 million dollars for October of 2023 which for which we are currently analyzing alternatives again for which we're currently analyzing alternatives for that expiration next question how does the climate policy of EPM work well basically the idea of the policy is to stabilize the company's results and what happens is that there is a link to measurements at two meteorological stations Rionari and Rio Grande and the rain contributions are translated into annual energy index and our annual energy generations and if this index is below a threshold that was established again if the levels are below the threshold established EBM would receive a compensation the coverage of that policy was actually made effective during 2020 this coverage was made effective during 2020 and for the group it represents an alternative well for a partial coverage again it's not complete coverage of the hydrological risk it's just partial partial coverage for this type of abnormalities so with this last question we conclude this space for questions and answers i would like to give the word again to vice president Martha Duran so she can make her final comments well my final comments i would simply like to thank you for participating in this space and we'll see you again when we render the results for the next quarter and we will be we will be eager to answer any questions or to provide any additional information that you might request and you can use our different channels with this again thank you if you would like to listen to this teleconference again you can access EBM's website during the next few days www.epm.com.co and you can go to the investor section and find that there thanks for your attention and we're concluding this event for today again thank you