Financiero. Regulación de la industria. Informe. Resolución CREG 024 de 2015

Transcripción

1 Informe Financiero Primer semestre de 25 Este informe fue elaborado con los estados financieros de ISAGEN, preparados de acuerdo con los nuevos Principios de Contabilidad aplicables en Colombia, alineados con las NIIF, establecidos por el Decreto 2784 de 22, especialmente en lo concerniente a la norma de estados financieros intermedios. En el primer semestre del año, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $ millones, y el EBITDA fue de $ millones, ambos superiores a los registrados durante el año pasado en un 16% y 73% respectivamente. La utilidad neta del semestre fue de $ millones, 1% inferior a la obtenida en el primer semestre del año 24. A continuación, presentamos los principales cambios regulatorios, comportamiento del mercado energético y resultados financieros del segundo trimestre del año y acumulado. Regulación de la industria Resolución CREG 024 de 25 Esta resolución regula la actividad de autogeneración a gran escala en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). El autogenerador a gran escala que quiera entregar excedentes a la red deberá ser representado por un generador en el mercado de energía mayorista. Establece que el autogenerador podrá utilizar los activos de uso de distribución y/o transmisión para entregar los excedentes de energía y para usos de respaldo. En la resolución se presentan los detalles de las condiciones de conexión y medida, condiciones de respaldo y suministro de energía, cubrimiento del Cargo por Confiabilidad, entre otros aspectos. 1

2 Propuesta para modificar la forma en que las plantas de generación con capacidad efectiva igual o inferior a 20 MW participan en el mercado de Cargo por Confiabilidad. Proyecto de Resolución CREG 037 de 25 Esta propuesta hace una discriminación a la forma de remunerar estas plantas entre: (1) aquellas que no pertenecen a empresas de generación que tienen plantas despachadas centralmente (todas las que ofertan en Bolsa de Energía) o que son inferiores a 5 MW y (2) PNDC que pertenecen a agentes que tienen otras plantas que se despachan centralmente. En términos prácticos, las plantas independientes y las PNDC de menos de 5 MW seguirían con los privilegios actuales de no tener que hacer devoluciones de Cargo por Confiabilidad por generaciones por encima de su energía firme. Para las PNDC de grupos ya establecidos (como sería el caso de la planta Calderas), la propuesta ofrece una transición de 5 años para plantas de más de cinco años de antigüedad, tiempo durante el cual se seguirían aplicando las reglas de PNDC independientes. Finalizada la transición, estas plantas comenzarían una remuneración del Cargo por Confiabilidad similar a la que tienen las plantas despachadas centralmente, lo que significa una reducción efectiva en sus ingresos por Cargo por Confiabilidad. Adopta la reglamentación del programa de respuesta de la demanda, RD, para el mercado diario en condición crítica, es decir, cuando el precio de bolsa supere el precio de escasez. El producto del programa será la cantidad de demanda de energía reducida en MWh, con respecto a los consumos de energía del usuario o grupo de usuarios que son representados por parte de un comercializador. Resolución CREG 1 de 25 La reducción de energía será ofertada al Mercado Mayorista de Energía por parte del comercializador de acuerdo con las metodologías definidas, a cambio de recibir la diferencia del precio de bolsa y el precio de escasez por la energía reducida. Aplica a los comercializadores que representan a los usuarios interesados en participar voluntariamente en el programa de respuesta de la demanda, así como a la liquidación y recaudo de las transacciones asociadas a dicho programa, que operará dentro de la Bolsa de Energía del Mercado Mayorista. Cada usuario deberá tener su frontera comercial con reporte al ASIC. El Centro Nacional de Despacho, CND, y el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, tendrán a su cargo la coordinación operativa y las transacciones comerciales derivadas del programa, respectivamente. XM tiene tres meses para poner en funcionamiento el mecanismo. 2

3 Mediante esta Resolución se dictan las disposiciones generales que regirán los mecanismos de cobertura en las subastas de gas natural de largo plazo a cargo del Gestor de Mercado: 1. Criterios generales que deben cumplir las garantías: Resolución CREG 065 de 25 Entidad bancaria con calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo. Pago en una cuenta bancaria en Colombia. Garantías irrevocables e incondicionales. Pago inmediato e incondicional. Garantías líquidas y fácilmente realizables. El valor pagado deberá ser igual al valor total de la cobertura. La entidad financiera otorgante deberá renunciar a requerimientos judiciales, extrajudiciales. 2. Tipos de garantías: Garantía bancaria Carta de crédito stand by Prepago 3. Procesos a cubrir: Los procesos en los cuales se usaran estas garantías serán: Subastas de contratos firmes bimestrales. Subastas de contratos firmes de largo plazo. Subastas de capacidad de transporte en los procesos de úselo o véndalo de largo plazo. 3

4 Mercado energético Demanda Nacional de Energía Generación de Energía ISAGEN Precio Promedio Bolsa 1S 25 Precio Promedio Contratos 1S 25 3,4% 34% 191,4 $/kwh 136,8 $/kwh Demanda de energía En el primer semestre del año, la demanda de energía del Sistema Interconectado Nacional fue de GWh, 3,4% superior a la demanda acumulada a junio del año 24 que fue de GWh. El crecimiento del 3,4% se debió principalmente al incremento del 4,6% de la demanda regulada (consumo residencial y pequeños negocios) ocasionado por el incremento de temperaturas en varias regiones del país. Entre tanto, la demanda de energía del mercado no regulado creció el 1,1% frente al semestre del año pasado. Demanda Nacional de energía (GWh) Demanda Nacional 1S 24: GWh S 25: GWh Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Fuente: XM - Portal BI Demanda Nacional 24 Demanda Nacional 25 4

5 Aportes hídricos y evolución de las reservas del SIN Durante el año 25, solo en los meses de febrero y junio los aportes hídricos al Sistema Interconectado Nacional - SIN han estado por encima de la media histórica. En el siguiente grafico se han resaltado los meses del segundo trimestre de cada año, con el fin de ver la evolución histórica que ha venido teniendo lo aportes en dicho período Aportes hídricos al SIN (% media) Ene/10 Abr/10 Jul/10 Oct/10 Ene/11 Abr/11 Jul/11 Oct/11 Ene/12 Abr/12 Jul/12 Oct/12 Ene/13 Abr/13 Jul/13 Oct/13 Ene/14 Abr/14 Jul/14 OCt/14 Ene/15 Abr/15 Fuente: XM - Portal BI Aportes hídricos (Promedio Acumulado %) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Antioquia 83,59 102,48 85,44 92,8 79,41 62,88 Oriente 88,96 126,32 61,3 106,06 75,4 162,8 Centro 66,65 110,28 100,24 92,99 43,47 120,44 Caribe 67,22 114,93 50,33 80,99 78,81 92,32 Valle 60,74 84, 105,75 81,42 57,78 70,67 SIN 78,34 104,76 86,46 94,44 68,65 107,78 San Carlos ( Punchiná) 134,33 173,74 159,91 182,55 146,65 179,36 Miel I (Amaní) 100,24 92,96 105,37 81,51 40,54 58,13 Jaguas (San Lorenzo) 96,4 126,29 88,17 99,88 93,59 69,39 Sogamoso 68,75 133,18 108,49 119,45 43,96 58,99 Fuente: XM 5

6 Reservas del SIN (GWh) En el mes de junio se puede ver una recuperación en los niveles de las reservas del Sistema Interconectado Nacional, asociado a los mayores aportes hidrológicos que se presentaron en este mismo mes, principalmente en la zona centro y oriente del país. Con respecto a los aportes a las centrales de ISAGEN (Miel, Jaguas y Sogamoso), al cierre de trimestre estos estaban del orden del 60% respecto a la media histórica , , , ,00 GWh 8.000, , , ,00 Ene 20 Abril 20 Julio 20 Oct 20 Ene 21 Abril 21 Julio 21 Oct 21 Ene 22 Abril 22 Julio 22 Oct 22 Ene 23 Abril 23 Julio 23 Oct 23 Ene 24 Abr 24 Julio 24 Oct 24 Ene 25 Abr 25 Fuente: XM Portal BI Precios de mercado Durante el primer semestre del año, el precio promedio de bolsa fue de 191,4 $/kwh, notándose una disminución significativa frente al año pasado, sobretodo en el segundo trimestre (2T 24: 364,5 $/kwh - 2T 25: 194,8 $/kwh), explicada principalmente por un pico en el precio de la energía en bolsa en el segundo trimestre del año pasado, ocasionado por la expectativa de fenómeno de niño ante una alta probabilidad de ocurrencia, que llevó a los generadores a almacenar agua. El precio promedio de los contratos durante el primer semestre del año fue de 136,8 $/kwh, comportamiento que estuvo el línea con el comportamiento del IPP y las condiciones del mercado. 6

7 Precio promedio de bolsa ($/kwh) 371,9 382,7 338,8 189,6 189,6 206,4 240,4 161,0 168,2 151,6 160,8 183,2 Enero Febrero Marzo Precio Bolsa 24 Abril Mayo Junio Precio Bolsa 25 Precio promedio contratos ($/kwh) 134,9 126,1 134,8 128,7 138,0 137,1 137,7 138,2 136,7 133,5 132,1 130,0 Enero Febrero Marzo Precio Contratos 24 Abril Mayo Junio Precio Contratos 25 Generación de energía En el primer semestre del año la generación acumulada de ISAGEN fue de GWh, 34% superior a la obtenida en el primer semestre del año pasado que fue de GWh. El incremento en la generación se dio principalmente por el nuevo aporte de la generación de la central Sogamoso. La producción de esta planta tuvo una participación del 27% dentro del total de la generación de la Compañía. Por su parte, la generación de San Carlos representó el 41,4% de la generación de la compañía, mostrando un crecimiento en la generación del 9%, frente a la presentada en el primer semestre del año pasado. La central Termocentro continuó generando durante el primer semestre del año, teniendo una participación del 13% dentro de la generación total de ISAGEN en el periodo del análisis. 7

8 Generación mensual de ISAGEN (GWh) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Generación 24 Generación 25 Fuente: XM - Portal BI Generación de las centrales de ISAGEN (GWh) En el primer semestre del año, la generación hídrica tuvo una participación del 86,5% en el total de la energía generada por la Compañía y la térmica del 13,5%. Si se analiza la generación por centrales, vemos una reducción frente a igual periodo del año anterior en las centrales Miel y Jaguas ya que se han visto afectadas por los aportes hidrológicos bajos en la región de Antioquia en lo corrido del año. Sogamoso Amoyá Termocentro San Carlos Jaguas Miel I Calderas S 25 1S 24 Fuente: XM - Portal BI 8

9 Resultados segundo trimestre 25 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales EBITDA Utilidad Neta 47% 7% 26% 146% 41% Principales cifras 1T 25 2T 25 2T 24 Variación % Generación (GWh) Ingresos operacionales (Millones $) Costos operacionales (Millones $) Gastos de administración (Millones $) Utilidad operacional (Millones $) Margen Operacional 39% 40% 15% - EBITDA (Millones $) Margen EBITDA 48% 49% 21% 130 Gastos Financieros Provisión Impuesto de Renta (Millones $) Utilidad Neta (Millones $) Margen neto 15% 18% 13% - Ingresos operacionales 1T 25 2T 25 2T 24 Variación % Contratos Nacionales Contratos Internacionales Transacciones en Bolsa AGC Desviaciones Gas Servicios Técnicos TOTAL En el segundo trimestre del año, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $ millones, 7% superiores a los obtenidos en el segundo trimestre de 24. Este incremento esta explicado principalmente por los siguientes hechos: En el segundo trimestre del año, las cantidades de energía vendida en contratos tuvieron un incremento del 5% frente al mismo periodo del año pasado. Este incremento en las cantidades vendidas unido a unos mayores precios de venta de energía en contratos permitió que los ingresos por este concepto tuviera un incremento del 7% frente al trimestre de 24. 9

10 Ventas en Contratos (GWh) Variación % Fuente: XM - Portal BI Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio TOTAL Los ingresos por ventas de energía en bolsa tuvieron una participación del 20% dentro del total de ingresos del trimestre, presentando un incremento del 90% frente al segundo trimestre del año pasado, el cual está explicado por la mayor generación de energía que ha tenido la Compañía principalmente por el nuevo aporte de la generación de la central Sogamoso, permitiendo tener excedentes para maximizar la operación comercial. Los ingresos por la prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia AGC tuvieron una participación del 3% dentro del total de los ingresos del trimestre. Los ingresos por comercialización de gas durante el trimestre fue inferior, debido a que el Gas fue empleado para la generación de Termocentro. El ingreso por concepto de servicios técnicos presentó un incremento del 30% respecto al mismo trimestre del año 24, debido al aumento en las adecuaciones realizadas por los clientes finales industriales para dar cumplimiento al nuevo Código de Medida, resolución CREG 038 de 24. Ingresos operacionales 2T 24 Ingresos operacionales 2T 25 11% Transacciones en Bolsa 11% AGC 0,3% Gas 0,3% Otros 20% Transacciones en Bolsa 0,2% Gas 3% AGC 0,4% Otros 1% Contratos Internacionales 76% Contratos Nacionales 76% Contratos Nacionales Fuente: ISAGEN 10

11 Costos operacionales 1T 25 2T 25 2T 24 Variación % Transacciones en bolsa Cargos por uso y conexión al STN CND, CRD'S Y SIC Transferencia (Ley 99/93) Contribución FAZNI Depreciación Combustibles Otros gastos operacionales TOTAL Durante el segundo trimestre del año, los costos operacionales de la Compañía fueron de $ millones y tuvieron una disminución del 26% frente a los obtenidos en el mismo trimestre del año pasado. El comportamiento en los costos operacionales del trimestre, está explicado por: Los egresos por transacciones en bolsa durante el trimestre tuvieron una participación del 27% dentro del total. Este rubro esta desagregado así: 1T 25 2T 25 2T 24 Variación % TRANSACCIONES EN BOLSA Compras de energía Devolución de cargo por confiabilidad Restricciones y otros Las compras de energía del trimestre fueron considerablemente inferiores a las presentadas en el mismo trimestre del año pasado, efecto explicado principalmente por la mayor generación que ha tenido ISAGEN durante el año, lo cual ha permitido cumplir con los compromisos comerciales sin necesidad de comprar energía en la bolsa. En el segundo trimestre del año, la asignación de Obligación de Energía Firme del Cargo por Confiablidad para ISAGEN fue de 3.173,07 GWh. Teniendo en cuenta que la generación del trimestre fue superior, la devolución del cago por confiabilidad presentó un incremento del 191% respecto a la del año anterior. El incremento en las transferencias de Ley y otros está explicado principalmente por el aumento de la generación de ISAGEN que en el segundo trimestre aumentó en un 47% comparado con la del mismo trimestre del año pasado. 11

12 Los costos por depreciación presentaron un incremento del 63% frente al trimestre del año anterior, explicado principalmente por la depreciación de Sogamoso que en el trimestre ascendió a $ millones. El incremento del 50% en los otros gastos operacionales se dio por el registro de Gastos de personal principalmente asociados a Sogamoso, mantenimiento, reparaciones y servicios de vigilancia. Costos operacionales 2T 24 Costos operacionales 2T 25 3% Transferencias de Ley y otros 9% Otros gastos operacionales 19% Otros gastos operacionales 27% Transacciones en bolsa 13% Combustibles 6% Transferencias de Ley y otros 7% Depreciación 18% Combustibles 11% Cargos por uso y conexión al STN 57% Transacciones en bolsa 16% Depreciación 14% Cargos por uso y conexión al STN Fuente: ISAGEN 12

13 Resultados primer semestre 25 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales EBITDA Utilidad Neta 34% 16% 11% 73% 1% Principales cifras 1S 25 1S 24 Variación % Generación (GWh) Ingresos operacionales (Millones $) Costos operacionales (Millones $) Gastos de administración (Millones $) Utilidad operacional (Millones $) Margen Operacional 40% 26% - EBITDA (Millones $) Margen EBITDA 49% 33% - Gastos Financieros Provisión Impuesto de Renta (Millones $) Utilidad Neta (Millones $) Margen neto 16% 19% - Ingresos operacionales 1S 25 1S 24 Variación % Contratos Nacionales Contratos Internacionales Transacciones en Bolsa AGC Desviaciones Gas Servicios Técnicos TOTAL En el primer semestre del año, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $ millones, 16% superiores a los registrados en el primer semestre del año pasado. Este incremento está explicado principalmente por: Mayores ingresos por ventas de energía en contratos a clientes finales industriales y mayoristas, producto de los mayores precios de energía e incremento en las cantidades vendidas. 13

14 Los ingresos por ventas de energía en bolsa se incrementaron gracias a la mayor generación que ha venido teniendo la Compañía en lo corrido del año por la entrada de la central Sogamoso. Los ingresos por AGC han sido inferiores en un 46% a los del año pasado, sin embargo, este es un tema cuyo resultado es producto de oportunidad en el mercado. Los ingresos por comercialización de gas tuvieron un incremento del 48% frente al semestre del año pasado, explicado por la mayor disponibilidad de excedentes de Gas para ser comercializados. Ingresos operacionales 1S 24 Ingresos operacionales 1S 25 15% Transacciones en Bolsa 7,5% AGC 0,2% Gas 0,4% Otros 21% Transacciones en Bolsa 0,2% Gas 4% AGC 0,3% Otros 1% Contratos Internacionales 77% Contratos Nacionales 75% Contratos Nacionales Fuente: ISAGEN Costos operacionales 1S 25 1S 24 Variación % Transacciones en bolsa Cargos por uso y conexión al STN CND, CRD'S Y SIC Transferencia (Ley 99/93) Contribución FAZNI Depreciación Combustibles Otros gastos operacionales TOTAL

15 Los costos operacionales de ISAGEN durante el semestre fueron de $ millones, 11% inferiores a los registrados en el primer semestre del año pasado, esta disminución esta explicada por: La disminución presentada en el rubro de transacciones de energía, explicado principalmente por la considerable disminución en las compras de energía en bolsa, producto de la mayor generación de energía que tuvo la Compañía durante el semestre. 1S 25 1S 24 Variación % TRANSACCIONES EN BOLSA Compras de energía Devolución de cargo por confiabilidad Restricciones y otros El incremento presentado en las transferencias y otros también está explicada por el incremento de la generación de ISAGEN. El incremento en la depreciación y los otros costos operacionales está explicado por la entrada en operación comercial de la central Sogamoso. Costos operacionales 1S 24 Costos operacionales 1S 25 4% Transferencias de Ley y otros 11% Otros gastos operacionales 18% Otros gastos operacionales 26% Transacciones en bolsa 17% Combustibles 6% Transferencias de Ley y otros 10% Depreciación 18% Combustibles 13% Cargos por uso y conexión al STN 46% Transacciones en bolsa 16% Depreciación 15% Cargos por uso y conexión al STN Fuente: ISAGEN 15

16 Resultado operacional 1S 25 1S 24 Variación % Ingresos operacionales Costos operacionales Gastos administrativos Total costos y gastos operacionales Utilidad operacional EBITDA (Millones $) Margen operacional (Millones $) 40% 26% Margen EBITDA 49% 33% En términos operativos, en lo corrido del año la utilidad operacional de ISAGEN (ingresos operacionales menos costos operacionales y gastos administrativos) fue de $ millones, creciendo 80% respecto a igual resultado del año anterior. Por otro lado, la compañía obtuvo en el semestre un EBITDA de $ millones, 73% superior al obtenido en el primer semestre del año anterior. Este mejor resultado operativo obedece principalmente a una eficiente gestión comercial, explicada anteriormente. Por su parte, el incremento presentado frente al año anterior obedece básicamente al efecto de la operación de la central Sogamoso. Cabe recordar que el resultado acumulado del semestre tiene el efecto del impuesto a la riqueza por $ millones, registrado en el primer trimestre del año. Resultado neto 1S 25 1S 24 Variación % Utilidad operacional Ingresos financieros y otros ingresos Gastos financieros y otros gastos Provisión impuesto de renta Utilidad neta La utilidad neta al cierre del primer semestre fue de $ millones, 1% inferior a la obtenida en igual periodo del año anterior. Este resultado neto se ve afectado, en primer lugar, por el registro de los gastos financieros relacionados con la deuda adquirida para la financiación de Sogamoso, el cual en el semestre ascendió a $ millones de intereses y en segundo lugar por el efecto de la mayor provisión del impuesto de renta, por cuenta de la reforma tributaria, que se detalla a continuación: 16

17 1S 25 1S 24 Variación % Ordinario CREE Sobretasa Diferido Total Balance general Activos Corte Junio 25 Corte Marzo 25 Corte Diciembre 24 Variación trimestral Activo Corriente ,5% Activo No Corriente ,2% TOTAL ACTIVO ,3% Los movimientos presentados en el activo durante el segundo trimestre de 25 corresponden principalmente a la reducción del sado en caja, a cual fue utilizada para el pago de impuestos y de los dividendos decretados por la Asamblea Ordinaria de accionistas. Pasivo y Patrimonio Corte Junio 25 Corte Marzo 25 Corte Diciembre 24 Variación trimestral Pasivo ,2% Patrimonio ,5% La reducción del pasivo durante el segundo trimestre, está originado principalmente por el pago de los dividendos decretados por la Asamblea Ordinaria de Accionistas por $ millones, el pago de la primera cuota del impuesto a la riqueza por $ millones, el pago de la segunda cuota del impuesto de renta por $3.080 millones y el pago de la primera cuota del impuesto CREE por $ millones. Adicionalmente se presentaron los siguientes movimientos en el pasivo, relacionados con las obligaciones financieras: Se pagaron intereses sobre los créditos financieros por valor de $42,899 millones y USD 650, Se realizaron amortizaciones de créditos en dólares por valor de USD2,7 millones y por el crédito OPIC se amortizó a capital $ millones y se pagaron intereses y prima por $ millones. 17

18 Anexo Conciliación principales diferencias norma local y NIIF ISAGEN presentó sus primeros estados financieros de adopción de las NIIF con corte a 31 de diciembre de 21, no obstante solo a partir del 1 de enero de 25 empezó la aplicación oficial en Colombia. La información del segundo trimestre del año se entregará comparativa con el trimestre anterior, también preparado bajo NIIF, el cual por obvias razones difiere con la información publicada oficialmente hace un año. Por lo anterior, a continuación incluimos una conciliación con una explicación sumaria de las principales diferencias en los resultados y en el patrimonio al comparar las dos normativas. 1. Conciliación Resultados La siguiente es la conciliación de los resultados Locales frente a NIIF a junio 30 de 24. 2T 25 Resultado Local Depreciación y amortización (8.145) Nota 1 Diferencia en impuesto diferido (1.661) Nota 2 Diferencia en cambio costo amortizado Nota 3 Impacto a resultados por costo amortizado de la deuda (1.597) Nota 4 Otros menores 703 Resultado Integral Total NIIF

19 Conciliación de resultados acumulados a Junio 24 Acumulado Junio Resultado Local Depreciación y amortización (22.635) Nota 1 Diferencia en impuesto diferido Nota 2 Diferencia en cambio costo amortizado Nota 3 Impacto a resultados por costo amortizado de la deuda (4.784) Nota 4 Otros menores Resultado Integral Total NIIF Conciliación Patrimonio La conciliación Patrimonial a diciembre de 24 es como sigue: 24 Patrimonio según principios contables colombianos Mas: Costo atribuido de propiedad, planta y equipo Nota 1 Impuesto al patrimonio Nota 5 Ajuste costo amortizado deuda Nota 4 Otros resultados integrales Nota 6 Ajuste del costo de intangibles Nota 7 Otros ajustes menores 663 Menos: Valorizaciones de propiedad, planta y equipo norma colombiana ( ) Nota 1 Diferencia en resultados ( ) Nota 8 Diferencia en impuesto diferido ( ) Nota 2 Beneficios laborales de largo plazo y cálculo actuarial (80.270) Nota 9 Retiro de estudios y proyectos en etapa de investigación (41.955) Nota 10 Retiro de activos fijos sin beneficios futuros (30.597) Nota 10 Ajuste costo amortizado deuda de empleados y accionistas (3.595) Nota 11 Total Patrimonio NIIF

20 3. Notas explicativas Nota 1 La Empresa revalúo sus activos principales en la fecha de su balance de apertura y eligió dicha revaluación como el costo atribuido de sus propiedades planta y equipo en la fecha de transición al 1 de enero de 20, eliminando las valorizaciones acumuladas según la norma local y ajustando las vidas útiles con criterios técnicos. Como resultado de esta decisión el gasto por depreciación cargado al estado del resultado integral bajo NIIF fue mayor que el local en $8.145 para el trimestre (abril - junio 24). Nota 2 Bajo la norma local el impuesto diferido se calcula únicamente sobre las diferencias entre las partidas que afectan la determinación de los resultados contables y fiscales (diferencias en cuentas de resultados), mientras que bajo NIIF se calcula impuesto diferido sobre prácticamente la totalidad de las diferencias entre activos y pasivos contables y activos y pasivos fiscales (diferencias en cuentas de balance). Para ISAGEN bajo norma local prácticamente el impuesto diferido lo generaba únicamente las diferencias en las vidas útiles fiscales y contables que daban un gasto por depreciación fiscal mayor al contable. En NIIF la principal diferencia se genera, adicional a lo anterior, por el mayor valor reconocido de los activos en el balance de apertura que generará a futuro un mayor gasto por depreciación contable, frente al que será imputado para efectos fiscales, donde no se realizó igualmente una actualización del costo fiscal de los activos. Nota 3 Las NIIF no permiten la capitalización de la diferencia en cambio de la deuda en moneda extranjera asociada a la construcción de activos, mientras que bajo la norma local podría ser considerada como mayor valor de los activos en construcción. Para 24, la diferencia en cambio local fue capitalizada hasta el 20 de diciembre de 24, día en el cual entró en operación comercial Sogamoso. Nota 4 Corresponde a la valoración de las obligaciones financieras bajo Costo Amortizado. En este método la obligación se reconoce por el valor presente de los flujos futuros asociados a la deuda (capital, intereses, comisiones, primas, garantías, etc.) descontados a la tasa efectiva del crédito (TIR). Esto genera diferencias en los gastos financieros reconocidos bajo norma local que se realizan a la tasa nominal del crédito y los demás gastos que se van causando en la medida que se generan, frente a la distribución durante toda la vida del crédito de los gastos asociados al mismo englobados en la tasa efectiva. Los conceptos que conforman la tasa de interés efectiva, incluyen, además del interés propiamente dicho, la amortización de la prima de bonos y las primas de seguro del crédito OPIC. Nota 5 De acuerdo con las normas colombianas el impuesto al patrimonio se podía reconocer como un débito a la cuenta de revalorización del patrimonio (ajustes por inflación acumulados del patrimonio). La Empresa tomó esta opción para efectos locales y por tanto para NIIF ajustó su reconocimiento contra el patrimonio al 1 de enero de 20, mientras que para 20

21 NIIF fue imputado directamente a resultados. Si bien esta diferencia desaparece para efectos patrimoniales en 24, si afectó las utilidades que fueron objeto de apropiación en 20 que se ven reflejadas bajo el concepto Diferencias en resultados. Nota 6 El concepto de otros resultados integrales corresponde fundamentalmente a ganancias y pérdidas no realizadas y que se espera se realicen solo en el largo plazo. Por tanto, la norma contempla registrarlas durante dicho lapso de tiempo en un rubro independiente denominado Otro resultado integral diferente al resultado del año. En ISAGEN el único efecto acumulado en el Otro Resultado Integral corresponde a las ganancias y pérdidas actuariales resultantes de las desviaciones en los supuestos actuariales utilizados por los actuarios para el cálculo de los pasivos por pensiones y beneficios laborales de largo plazo. Nota 7 Ajuste del valor contable de los activos intangibles, siendo el principal la eliminación de los ajustes por inflación remanentes al 1 de enero de 20 generados durante el tiempo en que estuvo vigente en Colombia la obligatoriedad de su reconocimiento. Adicionalmente se asignaron vidas útiles técnicas y se recalculó su amortización con base en éstas. Nota 8 Los diferentes tratamientos bajo norma local y NIIF que afectan los resultados, siendo menores los resultados NIIF a los locales, y el hecho de que ISAGEN aplicó las NIIF desde el 1 de enero de 20 pero siguió distribuyendo utilidades de acuerdo con los resultados bajo norma local, como debía ser, generó esta acumulación de mayores valores distribuidos como dividendos o reservas entre 20 y 24. Nota 9 Reconocimiento de todos los beneficios de los jubilados, diferentes a pensiones, tales como auxilios de educación y plan médico, para los cuales no es exigido su reconocimiento bajo normas locales. Adicionalmente, mediante cálculo actuarial también se reconocieron los beneficios de largo plazo utilizando la metodología de unidad de crédito proyectada. Nota 10 De acuerdo con la política definida para el manejo de activos fijos bajo, se excluyeron aquellos que no cumplen con las condiciones de reconocimiento bajo NIIF, principalmente ante la dificultad de demostrar su generación futura de beneficios económicos. Igualmente se retiraron costos asociados a estudios y proyectos en esta de investigación que estaban como activos bajo norma local, pero para los cuales las NIIF exigen su reconocimiento en resultados. Nota 11 Corresponde a la incorporación del costo financiero, por los beneficios en tasas de interés en los préstamos de empleados que oscilan entre el 0% y 7%, tasas inferiores a las de mercado que son medidos al costo amortizado. Este cálculo no afecta la cuota o el tiempo que se tiene pactado para pago de la deuda. 21

22 Balance general (Millones de pesos) Activos Junio 25 Diciembre 24 Variación % Pasivo y Patrimonio Junio 25 Diciembre 24 Variación % ACTIVO NO CORRIENTE Propiedades planta y equipo, neto , ,09 Intangibles y otros activos Cargos Diferidos ,00 Otros Activos , ,23 Deudores Clientes ,00 Difícil Cobro ,99 Otros ,76 Provisión deudores (1.374) (1.421) -3, ,36 Inversiones ,00 TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE ,10 ACTIVO CORRIENTE Inventarios (neto) ,32 Deudores (neto) ,58 Otros activos ,09 Inversiones renta fija ,37 Disponible ,50 Recaudo democratizacion ,15 TOTAL ACTIVO CORRIENTE ,03 TOTAL ACTIVOS ,20 CAPITAL SOCIAL Autorizado: acciones comunes de valor unitario de $25 Suscrito y pagado ,00 Reserva Art.130 E.T ,78 Reserva legal ,04 Superávit de capital ,00 Ganancias retenidas ,00 Reserva ocasional inversiones ,00 Reserva ocasional - calificacion ,84 Utilidad de ejercicios anteriores ,56 Otro resultado integral ,00 Utilidad del ejercicio ,93 TOTAL PATRIMONIO ,40 PASIVO NO CORRIENTE Obligaciones financieras ,91 Obligación bonos ,58 Obligaciones crédito Club Deal ,26 Leasing LP ,88 Obligaciones laborales ,17 Litigios y demandas ,37 Depósito fondo solidaridad ,50 Impuesto diferido ,79 TOTAL PASIVO NO CORRIENTE ,46 PASIVO CORRIENTE Obligaciones financieras ,97 Retenciones contractuales ,31 Cuentas por pagar ,91 Impuestos y contribuciones ,67 Obligaciones laborales ,32 Pasivos estimados ,49 Otros pasivos ,16 TOTAL PASIVO CORRIENTE ,60% TOTAL PASIVO ,65 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO ,20 22

23 Estado de resultados A 30 de junio de 24 y 25 (millones de pesos) Trimestral Acumulado 1T 2T 1S 25 1S 24 Variación % INGRESOS OPERACIONALES Energía Gas Servicios técnicos COSTOS DE VENTAS Transacciones en bolsa Cargos por uso y conexión al STN CND, CRD S Y SIC Transferencia Ley 99 / Contribución FAZNI Depreciación Combustibles Otros gastos operacionales UTILIDAD BRUTA EN VENTAS Otros ingresos Gastos de administración (56.989) (29.462) (86.451) (49.714) 74 Otros gastos (3.577) (2.946) (6.522) (5.905) 10 Ingresos financieros Gastos financieros (98.532) ( ) ( ) (38.674) 423 UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA (68.062) (69.492) ( ) (66.091) 108 UTILIDAD NETA MARGEN NETO 15% 18% 16% 19% - Relacionamiento con Inversionistas: Líneas: Medellín +57 (4) / Correo electrónico: ir@isagen.com.co