Informe Financiero. Regulación Industria. Tercer trimestre del Resolución CREG 079 de Decreto MME 1617 de 2013

Transcripción

1 Informe Financiero Tercer trimestre del 23 A septiembre del año 23, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $ millones, 19% superiores a los registrados en el mismo periodo del año 22. La utilidad neta obtenida durante los primeros nueve meses del año fue de $ millones. A continuación, presentamos los principales hechos regulatorios ocurridos en el mercado energético, durante el tercer trimestre del año. Regulación Industria Las principales normas expedidas durante el tercer trimestre del año 23 fueron las siguientes: Por la cual se modifica la fecha de puesta en operación del proyecto de diseño, suministro, construcción, operación y mantenimiento de la subestación Sogamoso 500/230 kv y las líneas de transmisión asociadas, a cargo de ISA. Dicha fecha cambió del 30 de junio de 23 por el 20 de enero de 24. Resolución CREG 079 de 23 Modifica temas relacionados con las funciones propias del Ministerio de Minas y Energía y aquellas relacionadas con las dependencias que hacen parte de su estructura. Como parte de las funciones propias del MME, se modifica la relacionada con la definición de precios y tarifas de combustibles que se tenía, por la función de establecer los parámetros y la metodología para definir el precio de referencia de la gasolina motor, del ACPM y de los biocombustibles y de las mezclas de los anteriores. Decreto MME 1617 de 23 Entre las funciones adicionadas, se resalta la de adelantar las gestiones necesarias para dar continuidad al abastecimiento de hidrocarburos y combustibles, incluyendo gas natural, combustibles derivados y biocombustibles. Por otro lado, se ajustaron y establecieron nuevas funciones a las Oficinas de Asesoría Jurídica, Planeación y Gestión Internacional, de las Direcciones de Hidrocarburos, Minería Empresarial y Formalización Minera, del Despacho del Viceministro de Energía y de las subdirecciones de Talento Humano, administrativa y financiera; las cuales en general, están relacionadas con la actuación del MME en temas relacionados con combustibles y con aspectos administrativos que buscan mejorar y dejar clara la gestión que debe llevar a cabo la entidad. Informe Financiero Tercer trimestre del 23 1

2 Somete a consideración de los agentes la propuesta de reglas de operación del Mercado cuando se presenten situaciones que pongan en riesgo el abastecimiento confiable del sistema. El principal mecanismo para garantizar la sostenibilidad de la confiabilidad en el sistema es lo que se denomina Energía Vendida y Embalsada (EVE). Dicho mecanismo consiste en embalsar la energía equivalente a la generación hidráulica evitada en el despacho, producto del cumplimiento de la generación térmica requerida para garantizar las condiciones de confiabilidad del sistema y entregarla en un momento posterior. La cantidad de energía a vender y embalsar será calculada por el CND con base en la Generación Térmica Total que establezca el Análisis Energético. Este mecanismo se hará efectivo en el momento que se declare el inicio del Periodo de Riesgo de Desabastecimiento, el cual se dará en función de los niveles de alerta de tres índices: Propuesta de Resolución CREG 082 de 23 Índice ED: Energía Disponible, cuando la energía de corto plazo de las plantas hidráulicas y térmicas no sea suficiente para atender la demanda media proyectada. Índice PBP: Precio de Bolsa en Períodos de Punta, cuando no supere el precio de la térmica más costosa. Índice AE: Análisis Energético, cuando se identifiquen riesgos en el cubrimiento de la demanda, evaluados con el análisis energético. El cálculo de la Energía Disponible de las plantas hidráulicas tendrá como referencia la peor serie hidrológica presentada en la historia de cada planta y el nivel diario de cada embalse. Para el caso de las plantas térmicas se calculará con base en el Índice de Indisponibilidad Histórica diario, sin considerar los cubrimientos en el Mercado Secundario de Confiabilidad. Adicionalmente, propone que las exportaciones de energía sean limitadas durante la vigencia del Período de Riesgo de Desabastecimiento. Dichas exportaciones sólo se harán para suplir generación de seguridad en el país importador, haciendo uso de la generación de plantas térmicas operando con combustibles líquidos, que no se requieran en el despacho económico para cubrir demanda total doméstica o nacional. Esta nueva propuesta se diferencia de las anteriores en dos aspectos: la eliminación de las pruebas de calentamiento para las plantas térmicas y la eliminación de la discrecionalidad de la CREG para declarar Periodos de Riesgo de Desabastecimiento, al realizar una definición de reglas claras para la declaración de inicio de dichos Periodos. Reglamenta aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural y realiza la liberación del precio del gas natural puesto en punto de entrada al sistema nacional de transporte, a partir del 15 de agosto de 23, bajo las siguientes premisas: Resolución CREG 088 de 23 2 Informe Financiero Tercer trimestre del 23

3 La comercialización se efectuará conforme a las reglas establecidas por la CREG para el mercado mayorista de gas natural. Esta disposición no aplica para el gas del campo de Opón, teniendo en cuenta el volumen de producción contractualmente referenciado a él. Los contratos con cláusula de renegociación que se afecten con la liberación del precio de gas natural, deben ajustarse a lo dispuesto, en el sentido de que las cantidades asociadas a estos contratos se negociarán directamente en los tiempos y formas establecidos o podrá liquidarse de mutuo acuerdo entre las partes. Para aquellos contratos, que cuenten con precio de referencia el del campo Guajira, el Gestor del mercado calculará el precio promedio del gas, el cual será calculado por la CREG, mientras entra a operar el Gestor. Regula aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural. Esta Resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones de suministro y transporte de gas natural utilizado efectivamente como combustible, que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario. En general, regula los siguientes temas: Resolución CREG 089 de 23 La comercialización de gas en el mercado primario. La estandarización de los contratos de la industria. El ordenamiento comercial para las transacciones en el mercado secundario. Las funciones y los criterios de selección del Gestor del Mercado como administrador e integrador de la información comercial y operativa del gas natural. Algunos aspectos operativos del mercado, como las variaciones (desviaciones) de salida. El Gestor del Mercado prestará los siguientes servicios: Diseñar, poner en funcionamiento y administrar el Boletín Electrónico Central -BEC-. Centralizar la información del mercado de gas. Gestionar las subastas del mercado primario. Gestionar las transacciones del mercado secundario. Elaborar reportes para seguimiento al mercado. Dentro de las motivaciones manifestadas por la CREG para expedir esta resolución se encuentra la necesidad de dar una mayor liquidez al mercado secundario de gas natural en Colombia, motivo por el cual se incorporan en la norma instrumentos para: i) mejorar la disponibilidad de información; ii) mejorar la liquidez a través de la fijación de requisitos mínimos en los contratos; y iii) buscar que los participantes en este mercado estén sometidos a la regulación y a la inspección, vigilancia y control por parte de las entidades competentes. Informe Financiero Tercer trimestre del 23 3

4 Adicionalmente, la norma permite la participación de usuarios no regulados directamente en el mercado primario de gas natural; mientras que en el mercado secundario pueden participar siempre y cuando estén representados por un comercializador debidamente registrado ante el Gestor del Mercado. Publicación de documento donde se evalúan las asignaciones de energía en firme de períodos 23-24, la posible realización de una Subasta de Reconfiguración de Compra o Venta y la asignación de Obligaciones de Energía Firme para los períodos 26-27, y Una vez realizado el análisis se adoptan las siguientes recomendaciones: i) no se requiere convocar subasta de reconfiguración para el período 23-24, y ii) no se requiere convocar subasta de reloj descendente, es decir, la asignación de esos periodos será por prorrata y se recomienda realizar el análisis de asignación de OEF con un Periodo de Planeamiento de cinco años en el 24. Circular CREG 046 de 23 Es de anotar, que en los estimados que hizo la CREG, no considera la ENFICC de Termocol y la metodología de análisis consistió en evaluar el balance entre Energía Firme- ENFICC y la Demanda Objetivo. Resolución CREG 122 de 23 y CREG 130 de 23 Establecen la negociación directa como mecanismo para la comercialización de gas natural en el mercado primario en el año 23, definen el cronograma para las negociaciones y para la aplicación del mecanismo de transición del proceso úselo o véndalo de transporte de largo plazo de este mismo año. 4 Informe Financiero Tercer trimestre del 23

5 Mercado Energético Demanda Nacional de Energía Generación de Energía ISAGEN Precio Promedio Bolsa a septiembre 23 Precio Promedio Contratos a septiembre 23 2,9% 8% 172,4 $/kwh 125,5 $/kwh Demanda de energía En lo corrido del año 23, la Demanda Nacional de Energía ha sido de GWh, lo cual ha representado un crecimiento del 2,9% frente a la registrada en el mismo periodo del año 22, que se ubicó en GWh. El crecimiento de la demanda de energía regulada acumulada a septiembre de 23 fue de 3,3%, mientras que el crecimiento de la demanda de energía no regulada fue de 2,3%. Demanda GWh No. Días Demanda Demanda No. Días Promedio GWh Día Seguimiento acumulado del año Demanda Promedio Día Crecimiento 23 / 22 % Comerciales , ,6 2,7 Sábados , ,1 2,7 Dom. - Festivos , ,0 3,4 Total Mes , ,2 2,9 Fuente: XM En los últimos doce meses (octubre 22 septiembre 23), la demanda de energía eléctrica en Colombia fue de GWh, presentándose un crecimiento del 3,1% frente a la demanda presentada en el periodo octubre 21 - septiembre 22, que fue de GWh. Demanda Nacional de energía (GWh) Acumulado Septiembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Demanda Nacional Demanda Nacional Fuente: XM - Neón Informe Financiero Tercer trimestre del 23 5

6 Precios de mercado Durante el año 23, los precios promedios de bolsa han estado por encima de los presentados en el año 22, esto debido a menores aportes hídricos y al bajo nivel en las reservas del SIN respecto al promedio histórico, requiriendo el aumento en la generación térmica. En el mes de julio se presentó el nivel de precios más alto del año, debido a la caída en los aportes hídricos a niveles inferiores al promedio histórico., En los meses de agosto y septiembre el precio promedio de bolsa empieza a caer en respuesta al incremento a los aportes hídricos respecto al mes anterior y su efecto en el nivel de las reservas. Precio de bolsa ($/kwh) 185,0 182,2 137,7 234,3 139,1 141,2 236,5 151,9 143,8 54,2 78,5 119,8 57,5 47,0 87,4 78,6 139,3 183,6 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre PRECIO BOLSA 22 PRECIO BOLSA 23 Precio contratos MEM ($/kwh) 126,0 126,2 124,1 126,6 123,8 125,1 127,6 125,3 125,0 121,7 122,1 121,0 120,5 119,3 118,5 118,0 120,4 122,0 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre PRECIO CONTRATOS 22 PRECIO CONTRATOS 23 Fuente: XM - Neón 6 Informe Financiero Tercer trimestre del 23

7 Generación de energía La generación acumulada de ISAGEN a septiembre de 23 fue de GWh, 8% superior a la registrada en el mismo periodo del año 22. Esta generación representó el 17% del total de la Demanda Nacional. Acumulado Septiembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Generación Generación Fuente: XM - Neón El incremento en la generación de la Compañía se dio gracias al aporte de la central térmica Termocentro, la cual durante lo corrido del año ha tenido una participación significativa dentro de la generación total de ISAGEN (17% de la generación total), respaldando de este modo la operación comercial ante los altos precios del mercado y los menores niveles de generación hidroeléctrica. El siguiente gráfico muestra cómo ha sido la generación por cada central, resaltando la disminución en la generación hídrica, principalmente por la central San Carlos y el aumento importante en la generación de Termocentro. Generación de las centrales de ISAGEN (GWh) Amoyá Calderas 163,1-55,5 57,1 Acumulado Septiembre 22 Acumulado Septiembre 23 Termocentro Jaguas Miel I 253,1 503,6 629, , , ,0 San Carlos 4.550,0 5.3,7 0 Fuente: XM - Neón Informe Financiero Tercer trimestre del 23 7

8 La menor generación hidráulica obedece principalmente a los bajos aportes y reservas del SIN en lo corrido del año, respecto al nivel presentado en años anteriores, donde las zonas de Antioquia y Oriente han sido las más afectadas, especialmente en el mes de julio donde se presenta la menor generación de ISAGEN de lo corrido del año 23. En el siguiente gráfico se puede evidenciar la evolución de los aportes hídricos al SIN desde el año 2000, donde se puede observar que durante el año 23 los aportes hídricos han estado por debajo de los niveles históricos. Aportes hídricos al SIN (% media) Fuente: XM - Neón Ene/00 Abr/00 Jul/00 Oct/00 Ene/ Abr/ Jul/ Oct/ Ene/02 Abr/02 Jul/02 Oct/02 Ene/03 Abr/03 Jul/03 Oct/03 Ene/04 Abr/04 Jul/04 Oct/04 Ene/05 Abr/05 Jul/05 Oct/05 Ene/06 Abr/06 Jul/06 Oct/06 Ene/07 Abr/07 Jul/07 Oct/07 Ene/08 Abr/08 Jul/08 Oct/08 Ene/09 Abr/09 Jul/09 Oct/09 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 La siguiente gráfica presenta las reservas mensuales de energía del SIN en GWh, donde se aprecia que las reservas registradas en lo corrido del año 23 se han ubicado entre las más bajas de los últimos años. Las barras amarillas representan el tercer trimestre de cada año desde 2006: Reservas del SIN (GWh) , , , ,00 GWh 8.000, , , ,00 Ene 2006 Abril 2006 Julio 2006 Oct 2006 Ene 2007 Abril 2007 Julio 2007 Oct 2007 Ene 2008 Abril 2008 Julio 2008 Oct 2008 Ene 2009 Abril 2009 Julio 2009 Oct 2009 Ene 20 Abril 20 Julio 20 Oct 20 Ene 21 Abril 21 Julio 21 Oct 21 Ene 22 Abril 22 Julio 22 Oct 21 Ene 23 Abril 23 Julio 23 Fuente: XM - Neón 8 Informe Financiero Tercer trimestre del 23

9 Resultados Tercer trimestre 23 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales Utilidad Operacional EBITDA Utilidad Neta 41% 15% 13% 24% 21% 7% PRINCIPALES CIFRAS 1T 23 2T 23 3T 23 3T 22 % VARIACIÓN Generación (GWh) Ingresos operacionales (Millones $) Costos operacionales (Millones $) Utilidad Operacional (Millones $) Margen Operacional 34% 29% 24% 22% - EBITDA (Millones $) Margen EBITDA 39% 34% 30% 29% - Provisión Impuesto de Renta (Millones $) (44.029) (34.528) (21.4) (4.789) 347 Utilidad Neta (Millones $) Margen neto 22% 22% 19% 21% - Ingresos operacionales INGRESOS OPERACIONALES 1T 23 2T 23 3T 23 3T 22 % VARIACIÓN Contratos Nacionales Contratos Internacionales Transacciones en Bolsa AGC Desviaciones Gas Servicios Técnicos TOTAL Los ingresos operacionales obtenidos en el tercer trimestre de 23 fueron de $ millones, levemente inferiores a los obtenidos en los trimestres anteriores del presente año, pero 15% superiores a los obtenidos en igual trimestre del año anterior. Los siguientes son los principales hechos que incidieron en los ingresos: Informe Financiero Tercer trimestre del 23 9

10 Las ventas en contratos vienen creciendo progresivamente durante el año, alcanzando en el tercer trimestre un crecimiento del 10% respecto al mismo período del año anterior. Este crecimiento se refleja principalmente en el incremento de las ventas al mercado mayorista. Los ingresos por ventas de energía a Venezuela, aun cuando fueron superiores a las obtenidas en igual trimestre del año anterior, se vieron reducidas respecto a las registradas en los trimestres anteriores. Esto obedece al mantenimiento de la central térmica Termotasajero, el cual afecta el volumen de exportaciones hacia Venezuela por la línea El Corozo - San Mateo, como también a las adecuaciones que se han venido realizando en territorio venezolano a la interconexión Cuestecitas - Cuatricentenario. Ventas a Venezuela 1T 22 2T 22 3T 22 4T 22 1T 23 2T 23 3T 23 Millones $ GWh 61,85 116,20 150,77 149,70 200,30 277,30 179,20 Los ingresos por ventas en el mercado spot, se incrementaron significativamente respecto al mismo trimestre del año anterior, producto de la mayor generación y mayor precio de la energía en bolsa. Los ingresos por venta de gas decrecieron el 66% en el tercer trimestre respecto al mismo período de 22 y también fueron inferiores a los dos primeros trimestres del año. Esto se debe al uso de la mayoría del gas comprado para la generación de Termocentro, reduciéndose el gas disponible para vender en el mercado secundario. Ingresos Operacionales 3T 22 Ingresos Operacionales 3T 23 7% Transacciones en Bolsa 4% AGC 4% Gas 1% Otros 15% Transacciones en Bolsa 2% AGC 1% 0,4% Gas Otros 10% Contratos Internacionales 9% Contratos Internacionales 75% Contratos Nacionales 72% Contratos Nacionales Fuente: ISAGEN 10 Informe Financiero Tercer trimestre del 23

11 Costos operacionales COSTOS OPERACIONALES 1T 23 2T 23 3T 23 3T 22 % VARIACIÓN Compras de energía Cargos por uso y conexión al STN CND, CRD S Y SIC Transferencia (Ley 99/93) Contribución FAZNI Depreciación Combustibles Otros costos operacionales TOTAL Los costos operacionales en el tercer trimestre de 23 fueron de $ millones, 13% superiores a los registrados en igual periodo de 22. Los siguientes son los hechos más representativos del trimestre, relacionados con los costos Las compras de energía en el tercer trimestre presentan crecimiento del 2% respecto a igual periodo de 22. Este rubro está compuesto de la siguiente manera: 1T 23 2T 23 3T 23 3T 22 % VARIACIÓN COMPRAS DE ENERGÍA Compras de energía Devolución de cargo por confiabilidad Restricciones y otros Se sigue presentando un nivel alto de compras de energía, necesarias para dar cumplimiento a los compromisos comerciales adquiridos por la Compañía, esto debido a los desbalances horarios entre la energía generada y la energía vendida y a los niveles en los que se han ubicado los precios de bolsa. En el mes de julio de 23, ISAGEN compró la mayor cantidad de energía, siendo el mes con la menor generación del trimestre y con el precio spot promedio más alto de lo corrido del año ($236,5/kWh). Aun cuando el costo de las compras de energía es representativo, la optimización en la operación horaria en la bolsa ha permitido que se tenga un efecto positivo en el resultado operacional neto del trimestre al comprarse menor energía de la presupuestada. Informe Financiero Tercer trimestre del 23 11

12 Otro ítem representativo dentro de compras de energía es la devolución del Cargo por Confiabilidad. Este costo se incrementa debido a la mayor generación de energía, lo cual conlleva a una mayor devolución al sistema del valor recaudado por concepto de Cargo en comparación con las Obligaciones de Energía Firme asignadas a las plantas de ISAGEN. Los egresos por combustibles representaron el 20% del total de los costos operacionales del trimestre. Este incremento está explicado por el mayor requerimiento de combustible para la generación de la planta Térmica, la cual ha permitido soportar la operación comercial y recuperar los costos de la firmeza del gas. Costos Operacionales 3T 22 Costos Operacionales 3T 23 15% Otros costos operacionales 3% Transferencias de Ley y otros 41% Compras de energía 14% Otros costos operacionales 4% Transferencias de Ley y otros 37% Compras de energía 14% Combustibles 20% Combustibles 8% Depreciación 19% Cargos por uso y conexión al STN 8% Depreciación 17% Cargos por uso y conexión al STN Fuente: ISAGEN 12 Informe Financiero Tercer trimestre del 23

13 Resultados acumulados a septiembre de 23 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales Utilidad Operacional EBITDA Utilidad Neta 8% 19% 21% 16% 13% 2% PRINCIPALES CIFRAS Acumulado septiembre 23 Acumulado septiembre 22 % VARIACIÓN Generación (GWh) Ingresos operacionales (Millones $) Costos operacionales (Millones $) Utilidad Operacional (Millones $) Margen Operacional 29% 30% - EBITDA (Millones $) Margen EBITDA 35% 36% - Provisión Impuesto de Renta (Millones $) (99.958) (50.446) 98 Utilidad Neta (Millones $) Margen neto 21% 26% - Ingresos operacionales INGRESOS OPERACIONALES Acumulado septiembre 23 Acumulado septiembre 22 % VARIACIÓN Contratos Nacionales Contratos Internacionales Transacciones en Bolsa AGC Desviaciones Gas Servicios Técnicos TOTAL En lo corrido del año, los ingresos operacionales han crecido un 19% respecto a igual periodo del año anterior. Los siguientes son los principales hechos que influenciaron este resultado: Informe Financiero Tercer trimestre del 23 13

14 La venta de energía en contratos nacionales creció 7% respecto al año 22, básicamente por mayores ventas de energía a clientes mayoristas con destino al mercado regulado. Este rubro representa el 69% de los ingresos operacionales totales. Las ventas de energía a Venezuela se incrementaron 93%, aun cuando en el tercer trimestre las transferencias de energía estuvieron limitadas por el mantenimiento de Termotasajero y de la línea Cuestecitas - Cuatricentenario. En todo caso, ha continuado el incremento en los requerimientos de energía por parte del vecino país. Este rubro representa el 12% de los ingresos operacionales totales de la Compañía. Como se ha mencionado, los ingresos por ventas de gas han sido inferiores a los obtenidos durante el año pasado, debido al mayor consumo de la planta térmica. En concordancia con una mayor generación de energía y mayores precios en el mercado spot, los ingresos por ventas en bolsa se han incrementado el 75%, adicionalmente impulsado por optimización horaria de la operación comercial. En lo corrido del año 23, ISAGEN ha prestado el servicio de AGC (Regulación Secundaria de Frecuencia), lo cual ha representado para la compañía ingresos adicionales de $ millones y que representa el 3% de los ingresos operacionales totales. Ingresos Operacionales acumulado septiembre 22 Ingresos Operacionales acumulado septiembre 23 1,6% AGC 9% Transacciones en Bolsa 5% Gas 1% Otros 13% Transacciones en Bolsa 3% AGC 2% Gas 0,4% Otros 7% Contratos Internacionales 12% Contratos Internacionales 76% Contratos Nacionales 69% Contratos Nacionales Fuente: ISAGEN 14 Informe Financiero Tercer trimestre del 23

15 Costos operacionales COSTOS OPERACIONALES Acumulado septiembre 23 Acumulado septiembre 22 % VARIACIÓN Compras de energía Cargos por uso y conexión al STN CND, CRD S Y SIC Transferencia (Ley 99/93) Contribución FAZNI Depreciación Combustibles Otros costos operacionales TOTAL A septiembre de 23, los costos operacionales ascendieron a $ millones, 21% superiores a los costos registrados en igual periodo del año anterior. Este incremento se explica principalmente por los siguientes hechos: Las compras de energía muestran crecimiento del 29% respecto al año anterior. Este rubro se descompone de la siguiente manera: Acumulado septiembre 23 Acumulado septiembre 22 % VARIACIÓN COMPRAS DE ENERGÍA Compras de energía Devolución de cargo por confiabilidad Restricciones y otros Las compras de energía en el mercado spot necesarias para dar cumplimiento a los compromisos comerciales adquiridos por la Compañía, crecieron 58% aun cuando la generación de energía ha sido superior en un 8% respecto al año anterior. Esto se debe a las necesidades de cubrir los desbalances horarios entre la energía generada y la energía vendida. El incremento en el costo por devolución del cargo por confiabilidad crece 24% acorde con un mayor volumen de energía generada en lo corrido del año. El costo por concepto de combustible se incrementó 54% dada la mayor necesidad de combustible para operar la planta térmica, la cual ha venido operando constantemente durante lo corrido del año, debido a la menor generación hidroeléctrica del país y mayor precio de bolsa. Informe Financiero Tercer trimestre del 23 15

16 Costos Operacionales acumulado septiembre 22 Costos Operacionales acumulado septiembre 23 15% Otros costos operacionales 5% Transferencias de Ley y otros 35% Compras de energía 13% Otros costos operacionales 4% Transferencias de Ley y otros 37% Compras de energía 15% Combustibles 20% Combustibles 9% Depreciación 21% Cargos por uso y conexión al STN 8% Depreciación 18% Cargos por uso y conexión al STN Fuente: ISAGEN Utilidad operacional y EBITDA La constante en lo corrido del año ha sido un alto nivel de compras en el mercado spot y mayor generación térmica, como consecuencia de afluencias hidrológicas por debajo de los niveles históricos, los bajos niveles de las reservas del SIN y mayores precios de bolsa. Estos eventos han marcado los resultados operacionales obtenidos en lo corrido del año 23, sin embargo, la optimización en la operación horaria en la bolsa sumado a los mayores ingresos por venta de energía a Venezuela, así como los precios de los contratos de venta, ha permitido que se tenga un efecto positivo en el resultado operacional neto. Es así que, como resultado operacional acumulado, ISAGEN registró una utilidad operacional de $ millones, 16% superior a la obtenida a septiembre de 22 y un EBITDA de $ millones superando en 13% el obtenido a septiembre de Informe Financiero Tercer trimestre del 23

17 EBITDA y margen EBITDA 43% 39% 38% 36% 34% 30% 29% 35% T 2T 3T Acumulado Septiembre Utilidad Operacional y margen Operacional 36% 34% 31% 30% 29% 22% 29% 24% T 2T 3T Acumulado Septiembre Fuente: ISAGEN Informe Financiero Tercer trimestre del 23 17

18 Utilidad neta Utilidad neta y margen neto Al igual que en los dos trimestres anteriores, los resultados netos de la compañía se vieron afectados por la provisión del impuesto de renta al incluir el efecto de la reforma tributaria y específicamente del registro de la provisión del impuesto CREE. 29% 27% 22% 22% % 19% % 21% T 2T 3T Acumulado Septiembre Fuente: ISAGEN En el siguiente cuadro se detalla la provisión del impuesto de renta registrada en lo corrido del año 23. Provisión Impuesto de renta Ordinario CREE Diferido Total Trimestre Trimestre Trimestre Total Fuente: ISAGEN Los valores contenidos en los cálculos, corresponden al valor acumulado por impuesto de renta a septiembre 30 de 23, calculado con base en las rentas líquidas fiscales obtenidas aplicando los diferentes conceptos de depuración fiscal así: El Impuesto de renta ordinario corresponde al 25% de la renta líquida gravada determinada por la empresa en lo corrido del año gravable, y que tiene para el Gobierno destinación general. El impuesto de renta CREE corresponde al nuevo impuesto creado por el Gobierno en la Ley 1607 de 22, el cual establece una tarifa del 9% sobre la renta líquida gravable sin incluir las deducciones especiales por ciencia y tecnología, inversión por activos fijos productivos, donaciones, entre otras. Dicho impuesto para el Gobierno tiene una destinación específica que es la financiación de entidades como el ICBF y SENA y el sector salud. El impuesto diferido reconoce en la contabilidad las diferencias que se presentan en el cálculo de impuesto de renta ordinario y CREE, por la aplicación de diferentes tratamientos que se depuran en la utilidad contable para la determinación de la renta líquida gravable en el periodo y los cuales pueden llegar a afectar el impuesto de renta a pagar futuro, estas diferencias pueden arrojar un menor o mayor impuesto a pagar, los cuales se reconocen en P&G y en cuenta de activo y pasivo diferidos según corresponda. 18 Informe Financiero Tercer trimestre del 23

19 Balance general Activos El activo total de ISAGEN creció 3.3% durante el tercer trimestre de 23. Se destacan los siguientes movimientos: Liquidación costos de activos en construcción a activos en operación por $ millones correspondientes a los proyectos Manso y Amoyá que entraron en operación comercial en Junio. En total se llevó a activos en operación por este concepto $ millones. Capitalización costos a proyectos en el trimestre por $ millones y en lo corrido del año $ millones. Activos Corte Septiembre 23 Corte Junio 23 Corte Diciembre 22 % Variación Trimestral Activo Corriente ,3 Activo No Corriente ,3 Valorizaciones ,1 TOTAL ACTIVO ,3 Pasivo y Patrimonio En cuanto al pasivo total, este creció 4,1% durante el tercer trimestre de 23. Las principales variaciones corresponden a: Con base en la decisión del Consejo de Estado respecto del Laudo proferido dentro del proceso arbitral derivado de la construcción de la Central Hidroeléctrica Miel I, ISAGEN procedió a realizar pago por la suma de $ millones, en favor de las empresas Constructora Norberto Odebrecht, Almstom y Kvaerner Energy. La realización de este pago no afecta en manera alguna los Estados Financieros de la Compañía, toda vez que dicha suma había sido provisionada en su totalidad desde el ejercicio del año 20 y actualizada contablemente, mes a mes, hasta la fecha. Se pagaron intereses financieros correspondientes a la deuda contratada para el proyecto Sogamoso así: Leasing financiero de maquinaria y equipo por $3.465 millones. Bonos de deuda pública por $ millones. Crédito Club Deal por $ millones Se recibieron desembolsos correspondientes a la deuda contratada para el proyecto Sogamoso así: Leasing financiero de maquinaria y equipo por $34 millones. ECA - Banco Santander España / Hermes por $ millones. Crédito Club Deal por $ millones Se realizó abono a capital del Club Deal contratado para el proyecto Sogamoso por $8.690 millones Pasivo y Patrimonio Corte Septiembre 23 Corte Junio 23 Corte Diciembre 22 % Variación Trimestral Pasivo ,1 Patrimonio ,6 Informe Financiero Tercer trimestre del 23 19

20 Balance general a 30 de septiembre de 23 y diciembre de 22 (Millones de pesos) ACTIVO SEPTIEMBRE 23 Diciembre 22 Variación % PASIVO Y PATRIMONIO SEPTIEMBRE 23 Diciembre 22 Variación % ACTIVO CORRIENTE DISPONIBLE RECAUDO DEMOCRATIZACIÓN INVERSIONES PORTAFOLIO DEUDORES GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO INVENTARIOS DERECHOS EN FIDEICOMISO ,8 OTROS ACTIVOS TOTAL ACTIVO CORRIENTE ,34 ACTIVO NO CORRIENTE DEUDORES CLIENTES DIFÍCIL COBRO OTROS ANTICIPOS Y AVANCES PROYECTOS PROVISIÓN DEUDORES (1.435) (4.384) INVERSIONES PROPIEDADES PLANTA Y EQUIPO, NETO DIFERIDOS Y OTROS ACTIVOS CARGOS DIFERIDOS OTROS ACTIVOS BIENES ADQ LEASING TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE VALORIZACIONES ,117 TOTAL ACTIVOS ,4 PASIVO CORRIENTE OBLIGACIONES FINANCIERAS PRIMA EMISION DE BONOS CUENTAS POR PAGAR IMPUESTOS Y CONTRIBUCIONES OBLIGACIONES LABORALES PASIVOS ESTIMADOS OTROS PASIVOS TOTAL PASIVO CORRIENTE PASIVO NO CORRIENTE OBLIGACIONES FINANCIERAS EXTERIOR OBLIGACION BONOS PRIMA BONOS OBLIGACIONES CREDITO CLUB DEAL LEASING LP IMPUESTO AL PATRIMONIO OBLIGACIONES LABORALES RETENCIONES CONTRACTUALES LITIGIOS Y DEMANDAS ,6 CUENTAS POR PAGAR DEPOSITO FONDO SOLIDARIDAD IMPUESTO DIFERIDO TOTAL PASIVO NO CORRIENTE ,8 TOTAL PASIVO ,2 CAPITAL SOCIAL Autorizado: acciones comunes de valor unitario de $25 SUSCRITO Y PAGADO RESERVA ART.130 E.T RESERVA LEGAL SUPERÁVIT DE CAPITAL REVALORIZACIÓN DEL PATRIMONIO RESERVA OCASIONAL INVERSIONES UTILIDAD DEL EJERCICIO EFECTO CAMBIO PGCP-AMORT ACUM SUPERÁVIT POR VALORIZACION ,12 TOTAL PATRIMONIO ,4% TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO ,4 20 Informe Financiero Tercer trimestre del 23

21 Estado de resultados a 30 de septiembre de 22 y 23 (Millones de pesos) Trimestral 23 1T 2T 3T SEPTIEMBRE 22 Acumulado SEPTIEMBRE 23 Variación % INGRESOS OPERACIONALES Energía Gas Servicios técnicos COSTOS DE VENTAS Compras de energía Cargos por uso y conexion al STN CND, CRD S Y SIC Transferencia Ley 99 / Contribución FAZNI Depreciación Combustibles Otros gastos operacionales UTILIDAD BRUTA GASTOS OPERACIONALES DE ADMINISTRACIÓN UTILIDAD OPERACIONAL MARGEN OPERACIONAL 34% 29% 24% 30% 29% INGRESOS NO OPERACIONALES Intereses Portafolio Diferencia en Cambio Otros ingresos GASTOS NO OPERACIONALES Intereses Portafolio Diferencia en Cambio (2.345) Otros gastos UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA (44.029) (34.528) (21.4) (50.446) (99.958) 98 UTILIDAD NETA Margen neto 22% 22% 19% 26% 21% Informe Financiero Tercer trimestre del 23 21