Presentación resultados Cuarto Trimestre Marzo 2 de 2016

Transcripción

1 Presentación resultados Cuarto Trimestre 2015 Marzo 2 de 2016

2 Agenda Regulación de la Industria Mercado Energético Resultados Financieros Oferta Pública de Adquisición

3 Regulación de la Industria

4 Regulación Industria Resolución CREG 195 de 2015 Se limita a 9.9 COP/kWh el costo de las restricciones que puede ser trasladado a la demanda. En el caso que dicho costo no pueda ser trasladado en su totalidad cada mes, podrá ser diferido hasta que se termine de pagar. Este valor no tiene en cuenta el costo bajo el concepto de restricciones originado por la aplicación de la Resolución CREG 178 de 2015, que fijó un valor de referencia para remunerar las térmicas que están generando con combustible líquido durante la condición crítica. Resolución CREG 196 de 2015 Reduce el umbral de desviación permitida para activar las operaciones de energía a través del mecanismo de Transacciones Internacionales de Energía TIE, este umbral pasa del 8% al 1%. La aplicación de esta resolución busca dinamizar este enlace y permitir importar energía desde el Ecuador con los precios actuales por la escasez del recurso hídrico en Colombia. 4

5 Regulación Industria Resolución MME Establece medidas para el abastecimiento de gas natural para atender la demanda desatendida del sector industrial de Atlántico y Bolívar y la generación térmica de gas natural. El gas interrumpible tendrá prioridad para la demanda esencial y el sector industrial de los departamentos de Atlántico y Bolívar. El gas de Venezuela también se entregará en un orden definido, privilegiando la a demanda industrial y a las térmicas a gas que no tienen sustitución de combustible. Las medidas le restan prioridad a los contratos de abastecimiento de gas de Termocentro Resolución CREG 207 de 2015 El cambio contenido tiene por objetivo reflejar dentro de los Otros Costos Variables (OCV) el costo real del servicio de AGC que perciben los agentes, el cual está disminuido por el alivio proveniente de las reconciliaciones negativas Antes del cambio se indicaba que en la variable OCV se incluía el valor total del servicio de AGC, ahora se aclara que el valor a incluir será dicho costo de AGC después de descontar el alivio proveniente de las reconciliaciones negativas (Resolución CREG 063 de 2000).. 5

6 Regulación Industria Proyecto de Resolución CREG 209 de 2015 Actualmente la remuneración del servicio de AGC se da por la holgura asignada al agente generador a un precio igual para todas las horas del día, el cual se calcula en función del precio de bolsa y el precio de oferta del recurso. La Resolución propone no remunerar la holgura asignada sino la realmente entregada a un precio que dependerá del costo de oportunidad del recurso. Es decir que puede ser el precio de bolsa o en condición crítica, el precio de escasez hasta la OEF y el precio de bolsa para la parte que supere la obligación. Este cambio podría desincentivar la prestación del servicio, dado que no hay ningún beneficio particular en la prestación del servicio en comparación con la entrega de la energía. 6

7 Regulación Industria Resolución CREG 226 de 2015 La norma es de carácter transitorio y tiene como propósito administrar el desembalse de los recursos hidráulicos, permitiendo que el despacho de los recursos con precio superior al límite establecido por la Resolución CREG 172 de 2015, sea priorizado, considerando el nivel de embalse. Es decir, los recursos con mayor nivel de embalse serán despachados antes que los recursos con menores reservas. Resolución CREG 228 de 2015 De manera transitoria establece el aumento en la disponibilidad de un recurso de generación térmico de forma parcial, declarada por un agente generador, como una nueva causal de redespacho. El objetivo de la norma es incrementar la disponibilidad de los recursos de generación del Sistema para enfrentar las condiciones de bajas afluencias hidrológicas por el fenómeno El Niño. El precio de oferta de la planta que solicita el redespacho es el precio ofertado inicialmente al Despacho Económico. 7

8 Mercado Energético

9 Demanda de Energía Demanda de Energía Nacional (GWh) GWh GWh 4,2% Fuente: XM El crecimiento en la demanda está explicado por el aumento de la demanda regulada (5,5%), ocasionada por el incremento de las temperaturas en algunas regiones del país, aumentando el uso de aires acondicionados, bombeos de acueducto y riego. 9

10 Aportes hídricos al SIN Fuente: XM Portal BI En la mayoría de los meses del año 2015, los aportes hídricos al SIN estuvieron por debajo de la media histórica. En el último trimestre, comparado con los periodos anteriores, se puede ver como los aportes hídricos han sido significativamente inferiores por el efecto de El Niño. 10

11 Reservas del SIN Fuente: XM Portal BI Al cierre del año 2015, las reservas del SIN estaban en el 64,38% del volumen útil, nivel explicado por la preparación de las generadoras para afrontar los efectos de El Niño. 11

12 Predicciones Climáticas Early-Feb CPC/IRI Consensus Probabilistic ENSO Forecast El consenso de los modelos globales de predicción del comportamiento del fenómeno, sugieren que El Niño estaría alcanzando su máxima intensidad en enero de 2016 y que su declinación gradual se produciría durante el primer semestre de este año 12

13 Precios de mercado Precio promedio Bolsa ($/kwh) Precio promedio Contratos ($/kwh) Promedio Acumulado ,6 $/kwh Promedio Acumulado ,7 $/kwh Promedio Acumulado ,5 $/kwh Promedio Acumulado ,9 $/kwh Fuente: XM Portal BI El precio promedio de bolsa fue alto comparado con los años anteriores debido a la presencia de El Niño, lo cual llevó al regulador a incentivar la generación de las plantas térmicas. El precio promedio en contratos estuvo en línea con el crecimiento del IPP y la incorporación de las condiciones del mercado en las renovaciones a lo largo del año (devaluación y condiciones energéticas) 13

14 Generación de Energía Generación ISAGEN (GWh) GWh GWh 21% Fuente: XM Portal BI El crecimiento en la generación está explicado por la entrada en operación de la central Sogamoso, cuya participación en la generación total fue del 25%. Sin embargo, el ultimo trimestre la generación fue inferior a la del año pasado a causa de El Niño. 14

15 Generación centrales ISAGEN Generación (GWh) Fuente: XM La generación de las centrales Termocentro y San Carlos fue relevante dentro del total de generación de del año, teniendo una participación del 15% y 43% respectivamente en la generación total. 15

16 Resultados Financieros

17 Ingresos Operacionales % Valores en millones de pesos (NIIF) Mayores ingresos por ventas en contratos gracias a los mejores precios. Mayores ingresos por ventas de energía en bolsa por los precios altos, reconciliaciones positivas y desviaciones de OEF. Ingresos representativos por AGC. 17

18 Costos Operacionales % Transacciones en Bolsa Compras de energía % AGC Restricciones y otros % 45% % Valores en millones de pesos (NIIF) Los costos operacionales fueron superiores a los del año anterior, debido al incremento en los rubros de depreciación y otros gastos operacionales producto de la mayor generación proveniente de Sogamoso. 18

19 Resultado Operacional INGRESOS OPERACIONALES % Costos Operacionales ( ) ( ) 12% Gastos Administrativos ( ) ( ) 29% TOTAL COSTOS Y GASTOS OPERACIONALES ( ) ( ) 13% UTILIDAD OPERACIONAL % EBITDA % Valores en millones de pesos (NIIF) El mejor resultado operativo obedece al efecto de la operación de la central Sogamoso durante todo el año, ligado a una efectiva gestión comercial para afrontar los efectos del fenómeno El Niño y adaptar la oferta a los cambios regulatorios del último trimestre. 19

20 Utilidades y EBITDA EBITDA % Margen EBITDA 33% 41% Utilidad Operacional % Margen Operacional 26% 33% Utilidad Neta % Margen Neto 16% 10% Valores en millones de pesos (NIIF) El resultado neto se vio afectado por el registro de los intereses de la deuda adquirida para la financiación de Sogamoso ($ millones) y la diferencia en cambio ($ millones), y por el efecto de la mayor provisión del impuesto de renta, por cuenta de la reforma tributaria 20

21 Utilidades y EBITDA vs Presupuesto 2015 Presupuesto 2015 Real EBITDA % Margen EBITDA 44% 41% Utilidad Operacional % Margen Operacional 35% 33% Utilidad Neta % Margen Neto 14% 10% Valores en millones de pesos (NIIF) El crecimiento del EBITDA y la Utilidad Operacional se debe principalmente al aumento en los ingresos, producto de los altos precios en Bolsa. El resultado neto se vio afectado por el incremento del gasto financiero producto de la devaluación y el IPC

22 Oferta Pública de Adquisición

23 Oferta Pública de Adquisición Actualmente se encuentra en trámite ante la Superintendencia Financiera de Colombia la primera Oferta Publica de Adquisición, por lo tanto, algunas de las definiciones del proceso están pendientes. El aviso de oferta deberá ser publicado antes del 22 de marzo de La Oferta Púbica de Adquisición será dirigida a todos los accionistas minoritarios. La vigencia de la oferta podrá ser de 10 a 30 días hábiles, contados a partir de la fecha de publicación del aviso de oferta. 23

24 Relación con Inversionistas Bertha Libia Suarez Ana María Cartagena (057) ir@isagen.com.co Gracias