REGULACIÓN INDUSTRIA. Las principales normas expedidas en el segundo trimestre del año fueron las siguientes:

Transcripción

1 En el primer semestre del año 2012, ISAGEN tuvo ingresos operacionales de $ millones, 3% superiores a los obtenidos en el mismo periodo del año anterior. La utilidad neta registrada en este periodo fue de $ millones. A continuación, presentamos los principales hechos ocurridos en el mercado energético y en ISAGEN, que influenciaron la obtención de los resultados durante el segundo trimestre del año. REGULACIÓN INDUSTRIA Las principales normas expedidas en el segundo trimestre del año fueron las siguientes: NORMAS ASOCIADAS A LA INTERCONEXIÓN CON PANAMÁ RESOLUCIÓN ASEP AN 5280 DE 2012: Mediante dicha resolución, ASEP- de Panamá, aprobó la Adenda No. 1 al Documento de Licitación (DDL) 01-12, presentado por la Empresa de Transmisión Eléctrica -ETESA- correspondiente al Acto Competitivo de Concurrencia, para la compra de potencia firme y energía asociada de largo plazo para el periodo comprendido del 1 de enero de 2016 al 31 de diciembre de Las modificaciones realizadas a los DDL están asociadas únicamente a la ampliación del plazo para la presentación de ofertas, que pasó del 24 de mayo al 10 de julio de 2012, sin embargo, mediante la Adenda No. 4 de julio de 2012, se realizó un nuevo aplazamiento al Acto de Concurrencia para el 23 de agosto de REGLAMENTO DE LA SUBASTA DE DFACI: El día 07 de mayo de 2012, Interconexión Eléctrica Colombia Panamá (ICP) recibió el concepto de No Objeción por parte de la CREG al Reglamento de la Subasta de los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión (DFACI) del enlace internacional Colombia Panamá, así como de la misma manera lo había hecho ASEP el 15 de marzo de este año. Por lo anterior, ICP, invitó formalmente a participar en el proceso mediante el cual se adquiere el derecho a presentar propuesta(s) en la Subasta de los DFACI, de acuerdo con lo estipulado en el citado reglamento. Las reglas establecen los términos y las condiciones que rigen la Subasta de los DFACI, en ambos sentidos de flujo de la energía (desde Colombia hacia Panamá y de Panamá hacia Colombia). Igualmente, fue expedido el Contrato de los DFACI entre Colombia y Panamá, el cual hace parte integral del reglamento de la subasta para la adquisición de dichos derechos e incluye algunos ajustes acorde con las inquietudes planteadas por varios agentes. Mediante dicho contrato, los vendedores venden DFACI, sujeto a los plazos, términos y condiciones previstos allí, y el comprador se obliga a pagar, en la proporción establecida, el precio previsto en el contrato. La entrega de los DFACI y el pago del precio, se realizará en períodos mensuales.

2 RESOLUCIONES ASEP 5300 Y CREG 057 DE 2012: Mediante dichas resoluciones, ASEP- de Panamá y CREG de Colombia, publicaron para comentarios el Acuerdo Operativo y el Acuerdo Comercial, elaborados por el Centro Nacional de Despacho de Panamá (CND de Panamá) y el Centro Nacional de Despacho de Colombia (CND de Colombia), en el marco del proyecto de Interconexión que permita los intercambios de potencia firme y energía firme entre Panamá y Colombia. NORMAS ASOCIADAS A ENERGÍA ELÉCTRICA RESOLUCIONES CREG 051 Y 053 DE 2012: Mediante la resolución 051 se definen las reglas de las Subastas de Reconfiguración, las cuales tienen por objeto ajustar los requerimientos anuales que deben ser cubiertos con las Obligaciones de Energía Firme (OEF) por cambios en las proyecciones de demanda. La CREG representa a la demanda en la compra o venta mediante dos tipos de subastas: Reconfiguración de Venta: La CREG vende los excedentes de OEF que la demanda no requiere. Reconfiguración de Compra: La CREG compra las necesidades adicionales de OEF que requiere la demanda. Con la Resolución 053, la CREG convocó a una subasta de Reconfiguración de Venta en la que participan sólo las plantas con OEF asignada para el periodo a subastar y deben ofertar un Precio margen (USD/MWh) sobre el precio de la OEF a subastar por el ASIC y una Cantidad máxima y mínima de acuerdo a sus expectativas. Existen dos posibilidades para las plantas en construcción que participan en la subasta de Reconfiguración de Venta: Que logre cobertura total de la OEF, en cuyo caso se considera cumplida la OEF y se aplaza el periodo de inicio de la obligación. Que solo logre una cobertura parcial de la OEF, en cuyo caso el faltante deberá cubrirlo con energía en el Mercado Secundario. El Artículo 5. de dicha resolución evita la Declaración de Incumplimiento Grave e Insalvable del cronograma y por lo tanto la ejecución de las garantías, si se declara interés en participar en la Subasta de Reconfiguración. NORMAS ASOCIADAS A GAS NATURAL RESOLUCIÓN CREG 054 DE 2012: Proyecto de Resolución que pretende establecer los criterios de confiabilidad, fijar las reglas para la evaluación y la remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural. Esta propuesta aplica a los proyectos de inversión en confiabilidad para el período de transición, los cuales son: 1. Planta de regasificación y almacenamiento. Punto de inyección (Cartagena, Bolívar).

3 2A. Terminal tipo FSRU (Floating Storage Regasification Unit) en la costa Pacífica. 2B. Gasoducto conectado al STN en Yumbo (Valle). Se establece el valor que se remunerará por inversión y gastos AOM de las inversiones por confiabilidad aprobadas, el cual se determinará mediante un concurso, cuyos principios están definidos en la propuesta. Igualmente, se establece que la CREG determinará en resolución aparte la forma en que las plantas de GNI (Gas Natural Importado) y el gasoducto Buenaventura-Yumbo serán remunerados por su servicio de seguridad de abastecimiento o de confiabilidad prestado, así como los requisitos exigibles a las plantas de GNI y al gasoducto Buenaventura-Yumbo, a fin de que puedan acceder al ingreso regulado. Por otro lado, se proponen las disposiciones aplicables a los proyectos de inversión en confiabilidad para períodos posteriores al período de transición y los protocolos operativos. RESOLUCIÓN CREG 055 DE 2012: Modifica la fecha de entrega de los contratos de combustibles líquidos para las Obligaciones de Energía Firme del período y y la fecha de la manifestación escrita para acogerse a la OPACGNI (Opción de Respaldo con Gas Natural Importado) para Esto con el fin de otorgar tiempos adicionales para concretar la entrada de los proyectos de Gas Natural Importado.

4 MERCADO ENERGÉTICO DEMANDA DE ENERGÍA En el primer semestre del año la Demanda Nacional de energía eléctrica presentó un incremento del 4,1%, comparando ,3 GWh en el primer semestre del año 2012, frente a ,5 registrado en el mismo periodo del año anterior. Sin embargo, si se excluye el consumo de la Mina de Cerromatoso, que estuvo en mantenimiento de uno de sus hornos entre febrero y agosto de 2011, el crecimiento de la demanda en los últimos doce meses fue de 3,4%, y en los primeros seis meses de 2012 del 3,2%. La Demanda de energía en el segundo trimestre de 2012 continua presentando crecimientos similares en el sector regulado (Residencial) y mas notorios en el mercado no regulado, donde el sector minero energético ha presentado un aumento importante en el El crecimiento de la demanda no regulada en el mes de junio creció 8,0%, frente al 2,0% de crecimiento de la demanda regulada (consumo residencial). Demanda Nacional (GWh) Fuente: XM - Neón

5 GENERACIÓN DE ENERGÍA En el primer semestre del año, la generación total de ISAGEN fue de GWh, presentando una disminución del 7% frente a la obtenida en el mismo periodo del año anterior que fue de GWh. Adicionalmente representó el 18% de la Demanda Total Nacional del país. Este decrecimiento es congruente con las diferentes condiciones hidrológicas de los periodos en comparación por cuanto, el primer semestre del año 2011 estaba afectado por el fenómeno La Niña, fenómeno que se caracteriza por el registro de altas precipitaciones y particularmente el del 2011 originó altas afluencias a los embalses del sistema y de ISAGEN, mientras que este año las condiciones han sido de transición de La Niña a condiciones Neutrales, principalmente en el segundo trimestre de Igualmente si se compara la generación trimestral de los años 2011 y 2012, el segundo trimestre del 2011 fue el periodo que registró mayor nivel de generación, por tanto, se espera una mayor variación entre dichos trimestres. Por otro lado, en junio, se presentó una disminución del 33% frente a la obtenida en el mismo mes del año anterior, debido en gran medida a una disminución de aportes y reservas frente al año anterior. En este mes, a diferencia de los meses anteriores, los aportes hídricos naturales como porcentaje de los niveles históricos estuvieron por debajo del 100% ubicándose en 82% tanto en el SIN como en Antioquia, donde ISAGEN tiene ubicadas sus principales centrales. Como dato importante para los meses venideros, de acuerdo con el pronóstico oficial de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica NOOA durante el trimestre junio julio agosto, se espera una transición de condiciones Neutrales a desarrollo de condiciones de El Niño, que se espera continúen por el resto del año. Generación de ISAGEN (GWh) Fuente: ISAGEN

6 Generación de ISAGEN trimestral (GWh) Fuente: ISAGEN Generación de ISAGEN por centrales (GWh) Fuente: ISAGEN La generación de cada una de las centrales de ISAGEN ha sido inferior a la presentada en el año 2011, presentándose las variaciones más significativas en los casos de las centrales Termocentro y Calderas. En el caso de Calderas por el mantenimiento y Termocentro debido a que durante los primeros meses del año no se requirió usar la central pues se contaba con reservas hídricas suficientes y los precios del sistema no cubrían los costos de operación de las térmicas.

7 DISPONIBILIDAD DE LAS CENTRALES La disponibilidad total hidráulica acumulada en el primer semestre del año fue de 96,38% y la disponibilidad térmica acumulada fue de 98,75%. Se destaca la reducción en la disponibilidad de la central Calderas en los meses de mayo y junio por la ampliación en el alcance del mantenimiento del bloque de las unidades 1 y 2, con el objeto de llevar a cabo actividades de levantamiento de información y el transformador de respaldo. PRECIOS DE MERCADO Los precios promedio mensuales de la energía en bolsa, presentados durante el año 2012 han sido inferiores a los presentados en el año 2011, con excepción de los meses de marzo y junio donde las condiciones y expectativas climáticas influenciaron en el crecimiento de los precios de bolsa. En los demás meses la disminución de los precios se debe en gran medida al alto volumen de reservas acumuladas en los embalses y el atrapamiento de energía causado por indisponibilidades en las redes de transmisión, ambos eventos principalmente en la región Antioquia, que obligaron a los recursos hidráulicos a disminuir sus precios para obtener generación y disminuir vertimientos. Precio promedio Bolsa ($/kwh) Fuente: XM - Neón En cuanto a los precios promedio de venta de energía en contratos, estos presentaron una leve caída en los últimos meses, originada por igual comportamiento a la baja del IPP por cuanto la mayoría de los precios de los contratos están indexados a este índice.

8 Fuente: XM - Neón Precio promedio Contratos ($/kwh)

9 RESULTADOS SEGUNDO TRIMESTRE 2012 INGRESOS OPERACIONALES Los ingresos operacionales obtenidos en el segundo trimestre del año 2012 fueron de $ , lo cual representó una disminución del 0,1% frente a los registrados en el mismo periodo del año anterior. Este resultado esta explicado principalmente por: Las ventas de energía en contratos nacionales tuvieron una participación del 79% dentro del total de los ingresos operacionales del trimestre, con una disminución del 8% frente a igual trimestre del año anterior, producto de una menor venta de energía en contratos principalmente con mayoristas donde se vendieron GWh frente a GWh que se vendieron en el mismo trimestre del año anterior. En total, regulado y no regulado, se vendieron GWh este trimestre frente a GWh en igual trimestre del año 2011, lo cual representa una disminución del 7% en términos de energía vendida.

10 Las ventas de energía a Venezuela representaron el 8% del total de los ingresos operacionales, aumentando considerablemente frente al mismo periodo del año anterior Las transferencias de energía a Venezuela se realizaron a través del Circuito Corozo San Mateo y del circuito Cuestecitas Cuatricentenario. Ambos circuitos fueron utilizados en su mayor pate en las horas de media y alta carga del vecino país, totalizando exportaciones por 116,2 GWh en el trimestre. En el siguiente cuadro se muestra el detalle de las ventas de energía a Venezuela desde que se dio la reanudación del intercambio energético entre los dos países en abril de 2011, luego de 16 meses de haberse suspendido los despachos de electricidad. Las ventas de energía en bolsa tuvieron una participación del 8% dentro del total de los ingresos operaciones obtenidos en el segundo trimestre del año. Los ingresos por este concepto tuvieron un incremento del 6% frente a los registrados en el mismo periodo del año anterior. Su resultado se vio impactado por los muy bajos precios de la energía en los meses de abril y mayo y por la menor generación en junio que coincidió con un aumento del precio de bolsa. Los ingresos por ventas de gas fueron muy similares a los obtenidos en el segundo trimestre del año 2011, con una disminución del 1%. Este rubro representa la venta de gas en el mercado secundario por medio de ofertas mercantiles a Mayoristas y transacciones en SUBASTAGAS, que buscan recuperar el costo por compra de gas que no es usado para operar la planta térmica. Los ingresos por ventas de gas tuvieron una participación de 4% dentro del total de los ingresos del trimestre. Los ingresos por ventas de servicios técnicos presentaron un incremento del 78% frente a los obtenidos en el mismo periodo del año anterior, reflejando como este servicio cada vez va ganando mayor dinamismo dentro de la estrategia de venta de la compañía.

11 COSTOS OPERACIONALES En el segundo trimestre del año, los costos operacionales de ISAGEN tuvieron un incremento del 11% frente a los obtenidos en el mismo periodo del año anterior, dicho incremento está explicado principalmente por: El rubro de compras de energía creció un 45%, el cual está desagregado de la siguiente manera: Las compras representan las necesidades de energía para cubrir los compromisos adquiridos en ventas a contratos, en algunos momentos pico durante el día, cuando la generación propia no es suficiente. En este sentido, el mayor valor por compras se originó en el mes de junio cuando se presentó el menor nivel de generación de la Compañía Las devoluciones de Cargo por Confiabilidad fueron inferiores en un 17%, acorde con una generación igualmente menor. El incremento en los egresos por restricciones se originó por las indisponibilidades en algunas líneas de transmisión y a las restricciones internacionales, las cuales se generan por el incremento en el valor de las reconciliaciones para atender los requerimientos de energía de Venezuela, este valor representa un passtrough para ISAGEN. Los cargos por uso y conexión tuvieron una participación del 21% dentro del total de los Costos operacionales. El incremento presentado en este rubro se debe al mayor despacho de energía a Venezuela. Los egresos por compras de combustible tuvieron un incremento del 4% frente al segundo trimestre del año Este costo viene siendo recuperado a través de ventas de gas en el mercado secundario, reflejando en términos absolutos una mayor recuperación en este trimestre respecto al mismo del año anterior.

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13 INGRESOS OPERACIONALES RESULTADOS PRIMER SEMESTRE 2012

14 Los ingresos operaciones acumulados a junio de 2012 ascendieron a $ millones, 3% superiores a los generados en el mismo periodo del año anterior. Los principales hechos que influyeron en la obtención de estos resultados fueron: Mayores ventas de energía a Venezuela, luego de la renovación en el mes de enero del acuerdo de suministro de energía de Colombia hacia Venezuela, a través de los enlaces internacionales Corozo San Mateo y Cuestecitas Cuatricentenario. Igualmente el incremento se debe a que la vigencia de este contrato en el año 2011 inició en el mes de abril, mientras que en el año 2012 se han realizado transferencias de energía a Venezuela durante todo el semestre. Los ingresos por ventas de energía en contratos y en bolsa fueron levemente inferiores a los obtenidos en el primer semestre del año 2011, principalmente por una menor generación y más bajos precios en el mercado spot. Los ingresos por ventas de Gas obtenidos a través de ofertas mercantiles a Clientes Industriales y Mayoristas y las transacciones en SUBASTAGAS, crecieron 37%, logrando recuperar el 66% de los costos acumulados de los contratos de suministro de gas natural. COSTOS OPERACIONALES

15 Al cierre del primer semestre del año, los costos operacionales de ISAGEN tuvieron un incremento del 12% frente a los obtenidos en el mismo periodo del año anterior, esto debido principalmente a: El rubro de compras de energía tuvo un crecimiento del 38%, el cual esta compuesto por: Los egresos por compras de energía en el mercado spot crecieron 89% en el semestre, comparados con igual periodo del año anterior. Las mayores compras se dieron en junio, mes en cual ISAGEN tuvo la menor generación de los últimos doce meses, representando el 48% del total de las compras del primer semestre. Los egresos por devolución de cargo por confiabilidad reflejan un nivel acorde con la disminución en generación de energía. Los egresos por restricciones fueron superiores a los del primer semestre de 2011, hecho explicado por una parte, por el efecto de indisponibilidades en algunas líneas de transmisión y la generación de seguridad de centrales térmicas (65%) y por otra parte, las restricciones internacionales (35%). Los cargos por uso y conexión fueron superiores por las mayores ventas de energía a Venezuela. Los egresos por este concepto tuvieron una participación del 22% dentro del total de costos operacionales de la Compañía.

16 UTILIDAD OPERACIONAL Y EBITDA En este segundo trimestre el resultado operacional se ha visto disminuido, no solo respecto a igual periodo del año anterior, sino también respecto al primer trimestre, afectando el resultado acumulado del año. Esta disminución obedece a un menor nivel de ingresos a causa de menores precios de la energía en bolsa y menor generación, frente a unos costos operacionales afectados principalmente por las compras de energía del mes de junio. UTILIDAD NETA El resultado neto obtenido refleja niveles muy similares a los presentados en igual periodo del año anterior, esto gracias a la menor provisión de impuesto de renta por el efecto de la deducción del 30% sobre la inversión en activos productivos (plan de expansión), que compensa la disminución en el resultado operacional.

17 RESULTADOS REALES FRENTE AL PROGRAMADO En todo caso, vale la pena resaltar que los resultados reales obtenidos vienen siendo superiores frente a los resultados programados para el año 2012, lo cual se observa en el siguiente cuadro: BALANCE GENERAL Activos Las principales variaciones presentadas en el activo durante el 2T2012 corresponden al registro de los avances en la construcción de los proyectos de generación que se reflejan en la disminución del activo corriente (efectivo e inversiones de corto plazo) y en el aumento en el rubro de construcciones en curso dentro de propiedad planta y equipo. En el trimestre se capitalizaron a los Proyectos en Construcción costos por $ millones. Pasivo y Patrimonio Los principales movimientos que disminuyeron el pasivo en el segundo trimestre del año corresponden a: Pago de dividendos en el mes de abril por valor de $ millones, los cuales fueron decretados en Marzo de Pago de la primera cuota del impuesto al patrimonio de 2012 por $ millones. Pago de capital e intereses del crédito OPIC por $ millones. Se terminó de pagar el impuesto de renta de 2011 por $3.990 millones. Por otro lado, el pasivo creció principalmente en los siguientes rubros: Registro de la provisión del impuesto de renta a junio de 2012 por $ Incremento en la contratación de leasing por $19.801

18 Retenciones contractuales relacionadas con los pagos a contratistas para la construcción de los proyectos por valor de $ Registro de impuesto diferido por $8.048

19 ACTIVO CORRIENTE BALANCE GENERAL (Millones de Pesos) Junio Diciembre PASIVO Y Junio Diciembre ACTIVO Variación Variación PATRIMONIO PASIVO CORRIENTE OBLIGACIONES FINANCIERAS % DISPONIBLE % PRIMA EMISION DE BONOS % RECAUDO DEMOCRATIZACION % CUENTAS POR PAGAR % INVERSIONES PORTAFOLIO % IMPUESTOS Y CONTRIBUCIONES % DEUDORES % OBLIGACIONES LABORALES % GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO % PASIVOS ESTIMADOS % INVENTARIOS % OTROS PASIVOS % OTROS ACTIVOS % TOTAL PASIVO CORRIENTE % TOTAL ACTIVO CORRIENTE % PASIVO NO CORRIENTE OBLIGACIONES FINANCIERAS OPIC % ACTIVO NO CORRIENTE OBLIGACION BONOS % PRIMA BONOS % DEUDORES OBLIGACIONES CREDITO CLUB DEAL % Clientes % LEASING LP % Dificil cobro % IMPUESTO AL PATRIMONIO % Otros % OBLIGACIONES LABORALES % Anticipos y Avances proyectos % RETENCIONES CONTRACTUALES % Provisión deudores (5.514) (7.323) -25% LITIGIOS Y DEMANDAS % % CUENTAS POR PAGAR % DEPOSITO FONDO SOLIDARIDAD % INVERSIONES % IMPUESTO DIFERIDO % PROPIEDADES PLANTA Y TOTAL PASIVO NO CORRIENTE ,2% EQUIPO, NETO % TOTAL PASIVO ,7% % CAPITAL SOCIAL DIFERIDOS Y OTROS ACTIVOS Autorizado: acciones comunes de valor unitario de $25 Cargos Diferidos % SUSCRITO Y PAGADO % Otros Activos % RESERVA ART.130 E.T % Bienes Adq Leasing % RESERVA LEGAL % % SUPERÁVIT DE CAPITAL % REVALORIZACIÓN DEL PATRIMONIO % TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE % RESERVA OCASIONAL INVERSIONES % UTILIDAD DEL EJERCICIO % VALORIZACIONES ,045% EFECTO CAMBIO PGCP-AMORT ACUM % SUPERÁVIT POR VALORIZACION ,04% TOTAL PATRIMONIO ,7% TOTAL ACTIVOS ,7% TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO ,7%

20 ESTADO DE RESULTADOS A 30 DE JUNIO DE 2011 Y 2012 (Millones de pesos) Trimestral 2012 Acumulado 1T 2T 1S S 2012 Variación INGRESOS OPERACIONALES % Energía % Gas % Servicios tecnicos % 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 36% 31% 39% 34% -13% 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 (32.521) (13.136) (68.020) (45.658) -33% UTILIDAD NETA % MARGEN NETO 29% 27% 30% 28% -7%