Informe Financiero. Regulación Industria. Primer trimestre de Resolución CREG 203 de Circular 05 de 2014

Transcripción

1 Informe Financiero Primer trimestre de 2014 En el primer trimestre del año 2014, ISAGEN registró unos ingresos operacionales por $ millones, 6% superiores a los obtenidos durante igual trimestre del año anterior. La utilidad neta registrada en el trimestre fue de $ millones, la cual fue 33% superior a la obtenida en el primer trimestre del año A continuación, presentamos los principales hechos ocurridos en el tema regulatorio, de mercado energético y en los resultados financieros de la Compañía. Regulación Industria Resolución CREG 203 de 2013 Esta resolución hace algunas modificaciones a la normatividad que existe de la Demanda Desconectable Voluntaria (DDV), la cual es un mecanismo que permite que las reducciones de consumo de energía de grandes clientes puedan utilizarse como alternativas de cubrimiento de las Obligaciones de Energía Firme (OEF) de los generadores. Adicionalmente, la CREG con esta norma hizo modificaciones a la forma de calcular la Remuneración Real Individual Diaria de las plantas (RRID), aumentando el requerimiento de cubrimiento de OEF con Contratos de Respaldo, Declaraciones de Respaldo o DDV en caso de mantenimientos de plantas de generación, debido a la modificación de la fórmula de la Disponibilidad Comercial. Circular 05 de 2014 Contiene el documento realizado por la Comisión de Regulación sobre medidas para la Promoción de la Competencia en el Mercado de Electricidad. Desde el 2010 la CREG ha revisado el tema y ha presentado propuestas de normatividad relacionadas. El objetivo del análisis fue identificar condiciones en las cuales un agente es pivotal, es decir, que tiene la habilidad de cambiar los precios unilateralmente, además de identificar esquemas para evitar que dichas condiciones afecten la formación de precios en el mercado. 1

2 En el análisis se presentan los resultados de las simulaciones y se evalúa el efecto de los contratos, la demanda y un mercado intradiario. Los resultados muestran, entre otros aspectos, que los contratos bilaterales de los agentes generadores reducen la posibilidad de que los agentes sean pivotales en magnitud y frecuencia. Adicionalmente se observa que en el mercado se puede dar la presencia de agentes pivotales pero con baja frecuencia. Finalmente entre las recomendaciones se destacan las siguientes: Se deben mantener las medidas que tiene el mercado actualmente para preservar y promover la competencia en el MEM, como lo son las medidas estructurales de participación de los agentes generadores y la franja de potencia, y medidas de conducta como es la confidencialidad de las ofertas. Debido a que la contratación es útil para mitigar la aparición de agentes con condiciones pivotales se considera que la implementación de esquemas como el Mercado Organizado (MOR) son importantes en la promoción de la competencia en el MEM. No se requiere intervención del mercado y se debe continuar monitoreando de manera permanente el tema, especialmente en las empresas que tienen bajo nivel de contratación. Resolución CREG 022 de 2014 La CREG mediante la Resolución 062 de 2013 definió la metodología para establecer un ingreso regulado (IR) por un período de 10 años para incentivar el uso de gas natural importado, gas natural licuado (GNL) en este caso, para cubrir generaciones de seguridad conforme los requerimientos del sistema eléctrico en la costa Atlántica. De acuerdo con esta metodología los generadores de esta zona del país, que según la UPME podrían respaldar las generaciones de seguridad, conformaron lo que se conoce como el Grupo Térmico GT; este grupo fue el encargado de realizar un proceso de selección público, eficiente y transparente, debidamente auditado, para seleccionar el agente que construirá el terminal de regasificación de GNL. Con la información del proyecto seleccionado la CREG definió IR y lo publicó mediante la Resolución 022 de 2014, el valor definido es de 40,75 MUSD por año durante 10 años. Es importante anotar que este ingreso es de carácter transitorio y únicamente cuando los generadores que conforman el GT realicen sus declaraciones definitivas de las OEF garantizadas con GNL, la CREG procederá a asignar el ingreso regulado de cada uno de los integrantes del GT. 2

3 Mercado de energía Demanda Nacional de Energía Generación de Energía ISAGEN Precio Promedio Bolsa 1T 2014 Precio Promedio Contratos 1T ,5% 14% 166,6 $/kwh 127,6 $/kwh Demanda de energía Al cierre del primer trimestre del año, la demanda nacional de energía fue de GWh, 4,5% superior a la presentada en el primer trimestre del año anterior que fue de GWh. La variación de la demanda regulada en el primer trimestre fue de 3,9%, y de la demanda no regulada fue de 5,8%. Seguimiento acumulado del año Demanda GWh No. Días Demanda Demanda No. Días Promedio GWh Día Demanda Promedio Día Crecimiento 2013 / 2012 % Comerciales , ,3 4,3 Sábados , ,3 5,3 Dom. - Festivos , ,9 4,6 Total Mes , ,0 4,5 Fuente: XM El crecimiento de la demanda de energía nacional, ha estado impulsado principalmente por lo siguiente: El impacto del nuevo campo de Rubiales, cuyo consumo representó el 1% de la demanda nacional de este período. En el primer trimestre de 2014 hubo un mayor número de días hábiles que en el primer trimestre de 2013 por efecto de la semana santa que el año anterior fue en marzo. Notorio incremento de la demanda no regulada, al discriminar el crecimiento por sectores, se destaca el crecimiento registrado en el sector manufacturero, el cual puede estar influenciado por el mayor número de días hábiles mencionado antes. En los últimos doce meses (abril 2013 marzo 2014), la demanda de energía eléctrica de Colombia fue de GWh, creciendo un 3,2% frente a lo registrado en el periodo abril 2012 marzo 2013 ( GWh). 3

4 Demanda Nacional de energía (GWh) Demanda Nacional 2013 Fuente: XM - Portal BI Demanda Nacional 2014 Enero Febrero Marzo Aportes hídricos y evolución de las reservas del SIN La siguiente gráfica muestra el porcentaje de los aportes hídricos respecto a la media histórica mes a mes. Como se puede observar los aportes estuvieron ligeramente por encima de la media histórica durante los tres primeros meses del año. Aportes hídricos al SIN (% media) Ene/00 Abr/00 Jul/00 Oct/00 Ene/01 Abr/01 Jul/01 Oct/01 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 Oct/13 ene/14 Fuente: XM 4

5 Aportes hídricos naturales en % del histórico Enero Febrero Marzo Antioquia 97,6 122,4 105,7 Oriente 70,5 65,3 88,2 Centro 103,3 83,2 164,3 Caribe 75, ,4 Valle 113,7 125,2 143,6 SIN 96,9 110,3 113,9 San Carlos ( Punchiná) 145,9 202, Miel I (Amaní) 124,2 131, Jaguas (San Lorenzo) 108,2 201,97 124,5 Precios de mercado Durante el primer trimestre del año, los precios de contratos estuvieron en su mayoría por encima de los registrados en el primer trimestre del año 2013, lo cual esta en linea con el comportamiento del IPP. El precio promedio de bolsa del trimestre se ubicó en 166,4 $/kwh, inferior al presentado en igual trimestre del año anterior que fue de 168,3 $/kwh. El comportamiento en el precio de bolsa obedece a los mejores aportes hídricos. Comportamiento precio de bolsa y contratos 1T 2014 ($/kwh) 185,0 187,6 151,3 126,1 128,7 127,9 160,4 182,2 137,7 126,0 126,2 124,1 Enero Febrero Marzo Precio bolsa 2013 Precio bolsa 2014 Enero Febrero Marzo Precio contratos 2013 Precio contratos 2014 Fuente: XM - Portal BI 5

6 Generación de energía Generación ISAGEN (GWh) Durante el primer trimestre del año, la generación acumulada de ISAGEN creció un 14%, pasando de GWh en el año 2013 a GWh en el año Esta mayor generación se dio gracias a los mayores aportes hídricos en los embalses de todas las centrales de la Compañía, principalmente de la central Miel incluyendo los trasvases (Manso y Guarinó). Así mismo, se tuvo una mayor generación de Termocentro durante el trimestre por la gestión realizada en la consecución de los combustibles y las condiciones actuales del mercado Enero Febrero Marzo Generación 2013 Generación 2014 Fuente: XM - Portal BI Durante el primer trimestre del año, la generación de todos los centros productivos fue superior a la registrada el año anterior, lo cual se debe a los mejores aportes hídricos al sistema y a condiciones de mercado que viabilizaron la generación térmica. Generación de las centrales de ISAGEN (GWh) 65,98 Amoyá - 565,29 Termocentro 467,35 San Carlos 1.524, ,49 Jaguas 184,48 156,38 Miel I 639,52 528,08 Calderas 19,27 14,84 0 1T T

7 Resultados primer trimestre 2014 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales Utilidad Operacional EBITDA Utilidad Neta 14% 6% 3% 24% 23% 33% Principales cifras 1T T 2013 % Variación Generación (GWh) % Ingresos operacionales (Millones $) % Costos operacionales (Millones $) % Utilidad Operacional (Millones $) % Margen Operacional 40% 34% - EBITDA (Millones $) % Margen EBITDA 45% 39% - Provisión Impuesto de Renta (Millones $) (56.917) (44.029) 27% Utilidad Neta (Millones $) % Margen neto 28% 22% - Ingresos operacionales 1T T 2013 % Variación Contratos Nacionales % Contratos Internacionales % Transacciones en Bolsa % AGC % Desviaciones % Gas % Servicios Técnicos % TOTAL % * Valores en millones de pesos 7

8 En el primer trimestre del año 2014, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $ millones, 6% superiores a los obtenidos en el mismo periodo del año anterior. Este crecimiento en los ingresos, estuvo explicado por lo siguiente: Los ingresos por ventas de energía en contratos nacionales representaron el 78% del total de los ingresos del trimestre, lo cual se debe a las mayores cantidades de energía vendida a clientes regulados y no regulados y mejores precios de venta. En el primer trimestre del año, las ventas de energía a Venezuela presentaron una disminución significativa, lo cual se debe a la entrada de dos nuevos recursos de generación en el occidente Venezolano, la central termoeléctrica Don Luis Zambrano de 450 MW y la central hidráulica Fabricio Ojeda de 510 MW. Ventas a Venezuela 1T T T T T 2014 Millones $ GWh 199,10 275,00 177,60 62,90 8,50 Las ventas de energía en bolsa representaron el 18% del total de los ingresos operacionales del trimestre. El incremento de las ventas en bolsa está explicado principalmente por la mayor generación que se tuvo durante el periodo de análisis. Los ingresos por comercialización de gas fueron inferiores debido a: i) el gas natural disponible en ISAGEN se destinó principalmente para atender la generación de Termocentro y no hubo excedentes para su comercialización; ii) los clientes que habitualmente compraban en el mercado secundario del interior del país se abastecieron con gas firme en el proceso de comercialización que se llevó a cabo en el mes de noviembre de 2013; iii) el mercado secundario se está adaptando a las nuevas reglas y espera los cambios que implementará el Gestor del Mercado. Durante el trimestre se recibieron ingresos por la prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia AGC, los cuales representaron el 3% del total de ingresos generados durante los tres primeros meses del año. 8

9 Ingresos Operacionales 1T 2013 Ingresos Operacionales 1T % Transacciones en Bolsa 0,2% AGC 2% 0,4% Gas Otros 18% Transacciones en Bolsa 0,1% Gas 3% AGC 0,4% Otros 12% Contratos Internacionales 0,4% Contratos Internacionales 67% Contratos Nacionales 78% Contratos Nacionales Fuente: ISAGEN Costos operacionales 1T T 2013 % 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 % * Valores en millones de pesos Los costos operacionales del trimestre fueron de $ millones, 3% inferiores a los registrados en el primer trimestre del año anterior. Dicha disminución estuvo explicada por los siguientes hechos: 9

10 El rubro de compras de energía representó el 29% del total de los costos operacionales del trimestre, el cual esta desagregado de la siguiente forma: 1T T 2013 % Variación COMPRAS DE ENERGÍA % Compras de energía % Devolución de cargo por confiabilidad % Restricciones y otros % * Valores en millones de pesos Las compras de energía fueron inferiores a las registradas en el trimestre del año anterior, esto gracias a la mayor generación de energía y al menor precio promedio del trimestre. Las devoluciones de cargo por confiabilidad aumentaron por el incremento presentado en la generación durante el primer trimestre del año. Los egresos por combustibles representaron el 24% del total de los costos operacionales del trimestre. Este combustible se utilizó principalmente en la operación de la planta térmica Termocentro. Costos Operacionales 1T 2013 Costos Operacionales 1T % Transferencias de Ley y otros 13% Otros costos operacionales 34% 16% 29% Compras de energía 6% Transferencias de Ley y otros Otros costos operacionales Compras de energía 21% Combustibles 8% Depreciación 19% Cargos por uso y conexión al STN 24% Combustibles 10% Depreciación 16% Cargos por uso y conexión al STN Fuente: ISAGEN 10

11 Utilidad operacional y EBITDA Los resultados operacionales del primer trimestre del año, reflejados en la utilidad operacional y el EBITDA, presentaron un comportamiento positivo frente a los trimestres del año Esta mejoría en los resultados esta explicado por la mejor generación de ISAGEN, la cual ha sido la más alta que se ha registrado en los últimos trimestres. Adicionalmente, la disminución presentada en los costos y gastos operacionales aportó a que la utilidad operacional y el EBITDA presentaran incrementos del 24% y 23% respectivamente. También se evidencia un incremento significativo en los márgenes operacional y EBITDA, cerrando el trimestre en 40% y 45% respectivamente. EBITDA Utilidad operacional % % 39% 34% 1T T T T 2014 Fuente: ISAGEN Utilidad neta La utilidad neta del trimestre creció 33% respecto a igual trimestre del año anterior. Este resultado obedece a un mejor resultado operacional, explicado previamente, más un mejor resultado no operacional en comparación con el primer trimestre del año anterior. El mejor resultado no operacional obedece básicamente a un efecto positivo en la diferencia en cambio y al efecto del registro de ajustes de periodos anteriores realizado en el primer trimestre del año 2013 (ajustó el proceso del Laudo Miel por valor de $4.300 millones y ajustes a los ingresos estimados en $3.500 millones) % % La provisión del impuesto de renta para el 1T 2014 fue superior a la registrada en igual trimestre del año anterior debido a mayores utilidades y una menor deducción en inversión de activos fijos reales productivos. 1T T 2014 Fuente: ISAGEN 11

12 Balance general Activos Las principales variaciones presentadas en el activo durante el primer trimestre de 2014 corresponden a que se capitalizaron costos a proyectos por $ millones. Activos Corte Marzo 2014 Corte Diciembre 2013 % Variación Trimestral Activo Corriente ,3 Activo No Corriente ,7 Valorizaciones ,0 TOTAL ACTIVO ,9 * Valores en millones de pesos Pasivo y Patrimonio Las principales variaciones del pasivo en el primer trimestre fueron: El registro de los dividendos por pagar por $ millones, de acuerdo con lo distribución de utilidades aprobada por la Asamblea General de Accionistas realizada en el mes de marzo. Se recibió desembolso del crédito Club Deal por $ millones, Hermes por USD 3,6 millones y de leasing por $718 millones. Se cancelaron intereses por concepto de Club Deal, bonos locales y Leasing por un valor total de $ millones y Hermes por USD Se pagó la tercera cuota de la prima del contrato de estabilidad jurídica y sus intereses por $4.333 millones. El valor del patrimonio se vio reducido por el registro de la distribución de utilidades aprobada por la Asamblea General de Accionistas, de acuerdo con lo siguiente: Reserva artículo 130 ET: $ millones Reserva para inversiones: $ millones Liberación de reserva: $ millones Pasivo y Patrimonio Corte Marzo 2014 Corte Diciembre 2013 % Variación Trimestral Pasivo ,4 Patrimonio ,7 * Valores en millones de pesos 12

13 Balance general a 31 de marzo de 2014 y diciembre de 2013 (Millones de pesos) ACTIVO Marzo 2014 Diciembre 2013 Variación % PASIVO Y PATRIMONIO Marzo 2014 Diciembre 2013 Variación % Activo corriente Disponible ,2 Recaudo democratización ,5 Inversiones portafolio ,7 Deudores ,2 Gastos pagados por anticipado ,2 Inventarios ,8 Derechos en fideicomiso ,0 Otros activos ,5 TOTAL ACTIVO CORRIENTE ,3 ACTIVO NO CORRIENTE Deudores Difícil cobro ,0% Otros ,4% Anticipos y avances proyectos ,6% Provisión deudores (1.435) (1.435) 0,0% ,8% Inversiones ,8 Propiedades planta y equipo, ,8% neto ,8% Diferidos y otros activos Cargos diferidos ,5 Otros activos ,8 Bienes Adq Leasing , ,2 TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE ,7 Valorizaciones ,97 PASIVO CORRIENTE Obligaciones financieras ,0 Prima emision de bonos ,0 Cuentas por pagar ,7 Impuestos y contribuciones ,1 Obligaciones laborales ,5 Pasivos estimados ,3 Otros pasivos ,7 TOTAL PASIVO CORRIENTE ,0 PASIVO NO CORRIENTE Obligaciones financieras exterior ,6 Obligacion bonos ,0 Prima bonos ,5 Obligaciones credito club deal ,2 Leasing lp ,9 Obligaciones laborales ,0 Retenciones contractuales ,1 Litigios y demandas ,4 Deposito fondo solidaridad ,2 Impuesto diferido ,3 TOTAL PASIVO NO CORRIENTE ,0 TOTAL PASIVO ,4 CAPITAL SOCIAL Autorizado: acciones comunes de valor unitario de $25 Suscrito y pagado ,0 Reserva art.130 E.T ,8 Reserva legal ,0 Superávit de capital ,0 Revalorización del ,0 patrimonio Reserva ocasional ,0 inversiones UTILIDAD DEL EJERCICIO ,1 Efecto cambio PGCP-amort ,0 acum Superávit por valorizacion ,0 TOTAL PATRIMONIO ,7 TOTAL ACTIVOS ,9 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO ,9 13

14 Estado de resultados a 31 de marzo de 2013 y 2014 (Millones de pesos) 1T T 2013 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 40% 34% INGRESOS NO OPERACIONALES Intereses Portafolio Diferencia en Cambio Otros ingresos GASTOS NO OPERACIONALES Intereses Portafolio Diferencia en Cambio Otros gastos UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA (56.917) (44.029) 27 UTILIDAD NETA Margen neto 28% 22% 14