Informe Financiero. Regulación Industria. A diciembre de Circular CREG 070 de Agenda regulatoria CREG INDICATIVA 2014

Transcripción

1 Informe Financiero A diciembre de 23 Al cierre del año 23, ISAGEN registró ingresos operacionales por $ millones, 16% superiores a los obtenidos en el año 22. La utilidad operacional fue de $581.3, un 16% superior, un EBITDA de $ un 13% superior y la utilidad neta del año fue de $ millones, la cual fue 6% inferior a la obtenida en año anterior. A continuación, presentamos los principales hechos ocurridos respecto a la regulación de la industria, el mercado energético y en los resultados financieros de la Compañía. Regulación Industria Agenda regulatoria CREG INDICATIVA 24 En el mes de diciembre fue publicada la Agenda Regulatoria de la CREG para el 24, donde se recogen las solicitudes de los agentes, los avances de los diferentes temas durante el 23 y se definen las prioridades a tener en cuenta en el 24, así: 1. La promulgación de la Resolución definitiva del Mercado Organizado Regulado (MOR) en el primer trimestre, la implementación del estatuto de riesgo de desabastecimiento, las medidas de promoción de la competencia y ajustes a las subastas del Cargo por Confiabilidad. 2. Se espera que se publique un estudio para la armonización del Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA). 3. Se establecerán las metodologías de remuneración de la distribución, comercialización y transmisión, temas muy discutidos en el 23 y prioritarios dentro de las recomendaciones de ECSIM. 4. En el tema de gas natural, se continuará implementando la comercialización de gas y se resalta la selección del gestor del mercado de gas natural y la publicación de los resultados de la evaluación del procesos de comercialización de gas natural y del proceso de úselo o véndalo ocurrido a finales del 23. Las principales normas expedidas en el último trimestre del año 23 fueron las siguientes: Fueron publicados los resultados de las negociaciones de gas natural según lo establecido en las resoluciones CREG 089, 122 y 130 de 23. Circular CREG 070 de 23 Informe Financiero a diciembre de 23 1

2 Resolución CREG 117 de 23 Propuesta para establecer un Mercado Organizado Regulado (MOR) dentro de las transacciones del Mercado de Energía Mayorista. La anterior propuesta de MOR había sido presentada por la CREG en 21 en su Resolución 090 de 21. A diferencia de la versión de 21, esta última tiene más profundidad en el tema de cubrimiento del riesgo de crédito y contempla los siguientes aspectos: 1. El producto para el MOR de Mercado Regulado (MR) tiene un perfil, que sigue en forma muy aproximada el perfil de carga actual de la demanda regulada del país. El producto tiene un período de compromiso de un año calendario, con una cantidad horaria en función del tipo del día. 2. El MOR reemplazará el esquema de Convocatorias de Compras de energía para el MR (Resolución CREG 020 de 1996). Además, se concibe la posibilidad que comercializadores de Mercado No Regulado (MNR) puedan también comprar un producto específico dentro de una subasta simultánea con la del producto para MR. 3. Las asignaciones se determinarán en subastas de reloj descendente o de sobre cerrado (en caso de insuficiencia de oferentes). El requerimiento de energía para un año se deberá cubrir con al menos asignaciones provenientes de dos subastas. 4. Las transacciones que se realicen en el MOR para el MR, dan lugar a obligaciones de los vendedores contra el mercado centralizado y administrado por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), función que es realizada por la empresa XM. Por su parte, en las transacciones de MOR para el MNR, se crean relaciones bilaterales. 5. El precio del producto, será el precio de cierre de la subasta. Ese precio será con el cual se remuneren los productos asignados para todos los agentes vendedores. 6. Se tendrá un Mercado Secundario. 7. La gestión de Riesgo de Crédito en el MOR se realizará a través de garantías. Se establecen 3 modalidades de garantías para el MOR: Participación: garantía de seriedad en la presentación de ofertas para la Subasta. Permanencia: Para que el agente honre el producto desde el momento de asignación de la obligación hasta la finalización de su vigencia. Período de Compromiso: ampara los pagos derivados de las obligaciones que se suscriben con los productos MOR. 8. Las garantías para los compradores son el aval bancario, carta de crédito y garantía bancaria. También se da la opción de utilizar la Cámara de Riesgo Central de Contraparte, y la cesión de derechos de crédito. 2 Informe Financiero a diciembre de 23

3 Esta Resolución contiene el conjunto de disposiciones que regulan los derechos y obligaciones de los comercializadores, así como los derechos y obligaciones de los usuarios no regulados cuando participan directamente en el mercado mayorista de gas natural. Resolución CREG 123 de 23 La norma hace parte de un conjunto de reglas encaminadas a ajustar el marco regulatorio de la actividad de comercialización de gas natural que ha expedido la Comisión de Regulación de Energía y Gas a lo largo de 23 y que buscan promover que las transacciones o actividades comerciales entre los agentes del sector se realicen de manera más armónica y eficiente y garantizar la prestación del servicio a los usuarios finales. Se establecen, entre otros asuntos, los siguientes: Requisitos que una empresa deberá cumplir para ser comercializador de gas natural. Las obligaciones de entrega de información a la SSPD, CREG y Gestor del Mercado, las obligaciones del comercializador en el mercado mayorista de gas natural, que indican que deberá someterse a las reglas del Reglamento Único de Transporte (RUT), constituir mecanismos de cubrimiento, someterse a la asignación de cantidades resultantes del proceso de subasta. La relación entre el comercializador y el distribuidor, y las obligaciones que cada uno de los agentes tendrá con el otro, así como la relación entre comercializadores La información base para la liquidación y facturación del suministro y del transporte de gas natural contratados en el mercado primario y secundario de gas natural y para la liquidación y facturación de la distribución de gas natural. Responsabilidades de la suspensión, corte, reconexión y reinstalación del servicio. Resolución CREG 150 de 23 Por medio de esta Resolución se da apertura al proceso de selección del gestor del mercado de gas natural y establece las reglas que se aplicarán para este proceso. Esta norma tiene como objetivo optimizar las relaciones comerciales entre los agentes participantes en el mercado de gas natural en Colombia, a través de una entidad que administre de manera centralizada la información de oferta y demanda de los diferentes sectores usuarios de este combustible. De acuerdo con el cronograma incluido en esta Resolución, el gestor del mercado debe haber sido seleccionado y estar operando en octubre de 24. Informe Financiero a diciembre de 23 3

4 Este Decreto reglamenta los artículos 9 y 17 de la Ley 56 de 1981, estableciendo los lineamientos para la Declaración de Utilidad Pública de zonas geográficas en las que se desarrollen proyectos y ejecuten obras para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Decreto MME 2444 de 23 Se aclaran temas relacionados con la documentación necesaria para la Declaratoria de Utilidad Pública como: certificados, descripción del proyecto, concepto de viabilidad técnica de la conexión, información geográfica del área a declarar de utilidad pública, certificación del Ministerio del Interior acerca de la presencia de grupos étnicos en la zona del proyecto a realizarse, certificado sobre existencia de resguardos indígenas legalmente constituidos y de tierras de propiedad colectiva de grupos étnicos en el área comprendida dentro de las poligonales del proyecto, entre otros. Adicionalmente se concretan las exigencias a cargo de las entidades propietarias, una vez caduque la primera opción de compra, con el fin de proteger los derechos de los propietarios de predios vinculados a la Declaratoria de Utilidad Pública, aclara también temas relacionados con la expropiación y despojos. Resolución CREG 204 de 23 La CREG después de recibir comentarios de los agentes, consideró conveniente adecuar algunos artículos de la Resolución CREG 089 de 23 que definió las reglas de Comercialización de Gas, ampliando algunos plazos para la implementación. Las modificaciones se deben a que aún no se cuenta con el gestor de mercado. La Resolución permite que se puedan aceptar nominaciones por encima de la cantidad contratada, tanto para el suministro como para el transporte hasta junio de 24. Finalmente de forma transitoria los vendedores y compradores podrán negociar directamente la compraventa de gas mediante contratos interrumpibles con una vigencia no mayor al 30 de noviembre de Informe Financiero a diciembre de 23

5 Mercado de energía Demanda Nacional de Energía Generación de Energía ISAGEN Precio Promedio Bolsa 23 Precio Promedio Contratos 23 2,8% 7% 178,8 $/kwh 125,8 $/kwh Demanda de energía Durante el año 23, la Demanda Nacional de energía eléctrica en Colombia fue de GWh, lo cual representa un incremento del 2,8% frente a la obtenida durante el año 22 que fue de GWh. La variación de la demanda no regulada durante el año fue de 2,5%, mientras que la variación de la demanda regulada fue de 3,1%. Demanda GWh No. Días Demanda Demanda No. Días Promedio GWh Día Seguimiento acumulado del año Demanda Promedio Día Crecimiento 23 / 22 % Comerciales , ,1 2,7 Sábados , ,0 2,9 Dom. - Festivos , ,8 3,3 Total Mes , ,8 2,8 Fuente: XM El crecimiento de la Demanda de Energía estuvo impulsado principalmente por las industrias manufactureras y explotación de minas y canteras. Demanda Nacional de energía (GWh) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Demanda Nacional Demanda Nacional Fuente: XM - Portal BI Informe Financiero a diciembre de 23 5

6 Precios de mercado Durante el año 23, los precios de bolsa tuvieron una tendencia al alza, explicados por los bajos aportes hidrológicos y las bajas reservas del SIN. Por otro lado, la mayor generación térmica también fue uno de los determinantes de los niveles de los precios de la energía en el mercado spot. Con respecto al precio de los contratos, estos mantuvieron una evolución inferior a la esperada, dado que en lo corrido del año el IPP presentó un decrecimiento de 0,5%. Precio de bolsa ($/kwh) 185,0 182,2 137,7 234,3 139,1 141,2 236,5 151,9 143,8 218,0 213, ,2 78,5 119,8 57,5 47,0 87,4 78,6 139,3 183,6 200,2 166,3 181,4 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre PRECIO BOLSA 22 PRECIO BOLSA 23 Precio promedio contratos ($/kwh) 126,0 126,2 124,1 126,6 123,8 125,1 127,6 125,3 125,0 126,4 126,9 126,3 121,7 122,1 121,0 120,5 119,3 118,5 118,0 120,4 122,0 122,5 121,1 122,0 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre PRECIO CONTRATOS 22 PRECIO CONTRATOS 23 Fuente: XM - Portal BI 6 Informe Financiero a diciembre de 23

7 Generación de energía Al cierre del año 23, la generación de energía acumulada de ISAGEN fue de GWh, 7% superior a la generación de la Compañía durante el año 22 que fue de GWh. Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Demanda Nacional Demanda Nacional Fuente: XM - Portal BI La mayor generación durante el año fue producto de varios factores, entre los cuales se encuentran, la entrada en operación del trasvase del Río Manso al embalse de la central Miel I, la entrada en operación comercial de la central hidroeléctrica del río Amoyá - La Esperanza - en el mes de mayo y el incremento significativo de la generación térmica en la central Termocentro. En el año 23, las condiciones climáticas, la disponibilidad operativa de las centrales y la mayor generación térmica permitieron que ISAGEN generara el 16,95% del total de la energía entregada al Sistema Interconectado Nacional. Generación de las centrales de ISAGEN (GWh) Amoyá Calderas 259,7-76,5 79, Termocentro Jaguas 515,8 694,2 810, ,6 Miel I 1.506, ,0 San Carlos 6.170, ,2 0 Fuente: XM - Portal BI Informe Financiero a diciembre de 23 7

8 La menor generación hidráulica obedece a que durante el año 23 los aportes hídricos al SIN estuvieron por debajo de la media histórica, y por tanto su aporte no fue suficiente para incrementar los niveles de reservas en el sistema. La siguiente gráfica muestra el porcentaje de los aportes hídricos respecto a la media histórica. La línea roja representa el aporte hídrico del último mes de cada año: (% media) 250 Aportes hídricos al SIN 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 Oct/13 Fuente: XM En la siguiente gráfica se presenta el comportamiento mensual de las reservas del SIN desde el año 2006, resaltándose el último trimestre de cada año. Como se puede ver, en el año 23 las reservas del SIN estuvieron en niveles bajos comparados con los años anteriores, lo cual ha disminuido la generación hidráulica , , , ,00 Reservas del SIN (GWh) 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 Oct 23 Fuente: XM 8 Informe Financiero a diciembre de 23

9 Resultados cuarto trimestre 23 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales Utilidad Operacional EBITDA Utilidad Neta 2% 8% 11% 16% 16% 14% Principales cifras 1T 23 2T 23 3T 23 4T 23 4T 22 % Variación Generación (GWh) Ingresos operacionales (Millones $) Costos operacionales (Millones $) Utilidad Operacional (Millones $) Margen Operacional 34% 29% 24% 29% 27% - EBITDA (Millones $) Margen EBITDA 39% 34% 30% 35% 32% - Provisión Impuesto de Renta (Millones $) (44.029) (34.528) (21.4) (30.229) Utilidad Neta (Millones $) Margen neto 22% 22% 19% 23% 29% - Ingresos operacionales 1T 23 2T 23 3T 23 4T 23 4T 22 % Variación Contratos Nacionales Contratos Internacionales Transacciones en Bolsa AGC Desviaciones Gas Servicios Técnicos TOTAL Los ingresos operacionales obtenidos el en cuarto trimestre del año 23 fueron de $ millones, 8% superiores a los obtenidos en el mismo trimestre del año anterior. Este comportamiento en los ingresos del trimestre está explicado principalmente por lo siguiente: Las ventas de energía en contratos durante el último trimestre del año fueron muy similares a los obtenidos en los demás trimestres del 23, presentándose un incremento del 1% frente a los registrados en el mismo trimestre del año anterior. Informe Financiero a diciembre de 23 9

10 Los ingresos por ventas de energía a Venezuela en el trimestre de análisis presentaron una disminución significativa frente a los trimestres anteriores, esto explicado por la entrada en operación de dos 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. Esta reducción se dio especialmente en el mes de diciembre Ventas a Venezuela 1T 22 2T 22 3T 22 4T 22 1T 23 2T 23 3T 23 4T 23 Millones $ GWh 61,85 116,20 150,77 149,70 199,10 275,00 177,60 62,90 Los ingresos por ventas de energía en el mercado spot fueron superiores gracias a los mayores precios de la energía y a la mayor generación, sumados a la optimización de la operación de la bolsa de energía. Estos ingresos representaron el 17% del total de los ingresos operacionales del trimestre. Durante el último trimestre del año se dio una mayor prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia - AGC -, lo cual permitió que los ingresos por este concepto representaran el 6% de los ingresos totales. Los ingresos por ventas de gas fueron superiores en el último trimestre de año, esto debido a que se tuvo gas disponible para comercializar dado que en el trimestre se presentó una reducción en la generación térmica producto de un mantenimiento general programado de la unidad No. 2 e inspección de partes calientes. Generación Termocentro 1T 23 2T 23 3T 23 4T 23 GWh 467,36 384,52 493,42 256,16 Los ingresos por servicios técnicos en el último trimestre del año fueron significativamente superiores a los registrados en los trimestres anteriores del año, representando el 0,7% del total de ingresos del trimestre. Ingresos Operacionales 4T 22 Ingresos Operacionales 4T 23 11% Transacciones en Bolsa 4% 0,4% Otros Gas 6% AGC 17% Transacciones en Bolsa 6% 0,7% Otros Gas 6% AGC 7% Contratos Internacionales 72% Contratos Nacionales 4% Contratos Internacionales 67% Contratos Nacionales Fuente: ISAGEN 10 Informe Financiero a diciembre de 23

11 Costos operacionales 1T 23 2T 23 3T 23 4T 23 4T 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 operaciones TOTAL * Valores en millones de pesos Los costos operacionales del trimestre fueron de $ millones, 11% superiores a los registrados en el mismo trimestre del año 22. Este comportamiento de los costos, esta explicado por los siguientes hechos: El rubro de compras de energía representó un 30% del total de los costos operacionales del trimestre, el cual esta desagregado de la siguiente forma: 1T 23 2T 23 3T 23 4T 23 4T 22 % Variación COMPRAS DE ENERGÍA Compras de enrgía Devolución de cargo por confiabilidad Restricciones y otros * Valores en millones de pesos En el último trimestre del año, las compras de energía fueron inferiores a las presentadas en trimestres anteriores del año, producto de la mayor generación y la optimización que se realiza diariamente en la bolsa de energía. Las compras de energía presentaron una disminución del 10% frente a las registradas en el último trimestre del año 22. En todo caso, el valor final de las compra de energía se ve afectado al alza por los mayores precios de la energía en bolsa. Los egresos por combustibles representaron el 18% del total de los costos operacionales del trimestre. Los egresos por este concepto fueron inferiores a los presentados en trimestre anteriores del año, producto de disminución presentada en la generación térmica, que dejó gas disponible para ser comercializado. Informe Financiero a diciembre de 23 11

12 Con respecto a los otros costos operacionales, estos presentaron un incremento importante respecto a los trimestres anteriores debido principalmente a la causación de gasto personal asociados a vacaciones de fin de año, compensación variable de los trabajadores que va a ser pagada al año siguiente, entre otros. Así mismo se presentaron gastos de vigilancia, mantenimiento y ambientales principalmente, ya presupuestados pero que sólo se ejecutaron hasta el último trimestre del año Respecto a igual trimestre del año anterior, adicional a lo mencionado en el párrafo precedente, este rubro refleja el mayor costo de gastos de personal y demás gastos asociados a la central Amoyá los cuales estaban siendo capitalizados. 17% Otros costos operacionales Costos Operacionales 4T 22 Costos Operacionales 4T 23 5% Transferencias 35% Transferencias 30% de Ley y otros Compras de Ley y otros Compras de energía de energía 22% Otros costos operacionales 4% 15% Combustibles 8% Depreciación 19% Cargos por uso y conexión al STN 18% Combustibles 9% Depreciación 17% Cargos por uso y conexión al STN Fuente: ISAGEN 12 Informe Financiero a diciembre de 23

13 Resultados acumulados año 23 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales Utilidad Operacional EBITDA Utilidad Neta 7% 16% 18% 16% 13% 6% Principales cifras % Variación Generación (GWh) Ingresos operacionales (Millones $) Costos operacionales (Millones $) Utilidad Operacional (Millones $) Margen Operacional 29% 29% - EBITDA (Millones $) Margen EBITDA 35% 35% - Provisión Impuesto de Renta (Millones $) ( ) (48.682) 167 Utilidad Neta (Millones $) Margen neto 22% 27% - Ingresos operacionales % Variación Contratos Nacionales Contratos Internacionales Transacciones en Bolsa AGC Desviaciones Gas Servicios Técnicos TOTAL * Valores en millones de pesos Al cierre del año 23, los ingresos operacionales de ISAGEN presentaron un incremento del 16% frente a los obtenidos durante el año anterior, siendo del orden de $ millones. Este comportamiento de los ingresos, se debe principalmente a: Informe Financiero a diciembre de 23 13

14 Los ingresos por venta de energía en contratos nacionales representaron el 68% del total de ingresos operacionales obtenidos durante el año. Estos ingresos fueron 5% superiores a los registrados en el año anterior, producto de los mejores precios de los contratos. Los ingresos por ventas de energía a Venezuela presentaron un incremento del 55% frente a los ingresos obtenidos el año pasado, explicado principalmente por la mayor cantidad de energía vendida y los mejores precios, pasando de exportar 478 GWh en el año 22 a exportar 715 GWh en el año 23, valor que ha sido el más alto desde que se tienen registros. El incremento en los ingresos por ventas de energía en el mercado spot se dieron por los mayores precios de la energía, la mayor generación y la optimización de la operación comercial. Los ingresos por este concepto representaron el 14% de los ingresos totales, y se incrementaron en un 75% respecto a los obtenidos en el año 22. Los ingresos por comercialización de gas disminuyeron significativamente durante el año 23, esto debido a la utilización del gas para operar la planta térmica Termocentro, cuya generación aumentó este año en 211%. Ingresos Operacionales 22 Ingresos Operacionales 23 9% Transacciones en Bolsa 7% Contratos Internacionales 1,6% AGC 5% 1% Gas Otros 13% Transacciones en Bolsa 10% Contratos Internacionales 4% AGC 3% 0,4% Gas Otros 75% Contratos Nacionales 68% Contratos Nacionales Fuente: ISAGEN 14 Informe Financiero a diciembre de 23

15 Costos operacionales % 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 Al cierre del año 23, los costos operacionales de ISAGEN ascendieron a $ millones, 18% superiores a los registrados en el año 22. Este crecimiento en los costos está explicado por lo siguiente: Dentro del rubro de compra de energía se encuentran los siguientes conceptos: % Variación COMPRAS DE ENERGÍA Compras de energía Devolución de cargo por confiabilidad Restricciones y costos * Valores en millones de pesos Las compras de energía presentaron un crecimiento del 35% durante el año 23, crecimiento inferior al presentado durante el año 22 gracias a la mayor generación de ISAGEN, lo cual está directamente relacionado con el incremento en la devolución del cargo por confiabilidad. Informe Financiero a diciembre de 23 15

16 Costos Operacionales 22 Costos Operacionales 23 5% Transferencias de Ley y otros 35% Compras de energía 4% Transferencias de Ley y otros 35% Compras de energía 16% Otros costos operacionales 16% Otros costos operacionales 15% Combustibles 19% Combustibles 9% Depreciación 20% Cargos por uso y conexión al STN 8% Depreciación 18% Cargos por uso y conexión al STN Fuente: ISAGEN Utilidad operacional y EBITDA Tanto los márgenes operacionales como el monto de EBITDA y utilidad operacional en el cuarto trimestre mostraron una recuperación en comparación con los dos trimestres anteriores del año, esto gracias a las mejores condiciones hidrológicas para ISAGEN, la generación térmica de Termocentro y a la optimización de la operación comercial. Analizando el año corrido se observa el resultado de unos márgenes iguales a los obtenidos en el año 22, sin embargo se resalta el crecimiento en los montos de EBITDA y utilidad operacional en un 13% y 16% respectivamente. Aun cuando el año 23 ha sido un año con altos niveles de compras en el mercado spot y mayor generación térmica, la optimización en la operación horaria en la bolsa sumado a los mayores ingresos por venta de energía a Venezuela y en el mercado spot, permitió obtener un resultado operacional satisfactorio. 16 Informe Financiero a diciembre de 23

17 EBITDA y Margen EBITDA (trimestral y acumulado) 43% 39% 38% 35% 13% EBITDA $ $ % 30% 32% Margen EBITDA 35% 35% 29% T 2T 3T 4T * Valores en millones de COP Fuente: ISAGEN Utilidad Operacional y Margen Operacional (trimestral y acumulado) 36% 16% % 31% 29% 24% 29% 27% Utilidad Operacional Margen Operacional $5.455 $ % 29% 22% T 2T 3T 4T * Valores en millones de COP Fuente: ISAGEN Utilidad neta Al cierre del año 23, la utilidad neta de la compañía fue de $ millones, 6% inferior a la obtenida a la del año anterior. Este resultado se vio influenciado principalmente por la provisión del impuesto de renta y el resultado de las valorizaciones de los activos fijos. Informe Financiero a diciembre de 23 17

18 Utilidad Neta y Margen Neto (trimestral y acumulado) 29% 27% 29% 6% % 22% 21% 23% 19% Utilidad Neta Margen Neto $ $ % 22% T 2T 3T 4T * Valores en millones de COP Fuente: ISAGEN A lo largo del año, 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. En el siguiente cuadro se detalla la provisión del impuesto de renta registrada en el año 23. Provisión Impuesto de renta Ordinario CREE Diferido Total Trimestre Trimestre Trimestre Trimestre TOTAL * Cifras en millones de pesos Fuente: ISAGEN Dentro de las cifras no operacionales se resalta la variación en otros ingresos y egresos no operacionales, principalmente por cuenta del registro de la provisión por $4.138 millones y la recuperación de provisión por $8.639 millones, como resultado del avalúo sobre los activos fijos que se realiza cada tres años por peritos especializados. 18 Informe Financiero a diciembre de 23

19 Balance general Activos El activo total de ISAGEN creció 3% durante el cuarto trimestre de 23 y 12% en el año completo. Se destacan los siguientes movimientos: Liquidación costos de activos en construcción a activos en operación por $ millones en el trimestre correspondientes a los proyectos Manso y Amoyá que entraron en operación comercial en Junio. El total registrado en el año por este concepto fue de $ millones. Durante el 23 se adquirieron activos y se emprendieron obras de construcción por $ millones. Durante el cuatro trimestre se registró por este concepto la suma de $ Crecimiento del 24% en el rubro de valorizaciones ocasionado por el avalúo sobre los activos fijos que se hace cada tres años. Activos Corte Diciembre 23 Corte Septiembre 23 % Variación Trimestral Corte Diciembre 22 % Variación Año corrido Activo Corriente ,6 Activo No Corriente ,8 Valorizaciones ,0 TOTAL ACTIVO ,1 * Valores en millones de pesos Pasivo Pasivo y Patrimonio Corte Diciembre 23 Corte Septiembre 23 % Variación Trimestral Corte Diciembre 22 % Variación Año corrido Pasivo ,3 Patrimonio ,0 * Valores en millones de pesos Los movimientos más significativos en el pasivo de la compañía corresponden a los desembolsos de crédito requeridos para el financiamiento de la construcción del proyecto Sogamoso. Se desembolsaron durante el año COP millones y USD 69,2 millones y en el último trimestre COP millones y USD 10 millones. El detalle de los desembolsos realizados durante el año y en el último trimestre es el siguiente: Año 23 COP millones Club Deal COP 659 millones Leasing USD 14 millones JBIC USD 55 millones HERMES Ultimo trimestre COP millones Club Deal USD 10 millones HERMES En cuanto a la variación del patrimonio se resalta el crecimiento del 24% en el rubro de valorizaciones ocasionado por el avalúo sobre los activos fijos que se hace cada tres años y la utilidad del ejercicio 23. Informe Financiero a diciembre de 23 19

20 Balance general a 31 de diciembre de 22 y 23 (Millones de pesos) ACTIVO Diciembre 23 Diciembre 22 Variación % PASIVO Y PATRIMONIO Diciembre 23 Diciembre 22 Variación % Activo corriente Disponible Recaudo democratización Inversiones portafolio Deudores Gastos pagados por anticipado Inventarios Derechos en fideicomiso ,7 Otros activos TOTAL ACTIVO CORRIENTE ,55 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 ,97 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 ,1 Cuentas por pagar Deposito fondo solidaridad Impuesto diferido TOTAL PASIVO NO CORRIENTE ,4 TOTAL PASIVO ,3 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 ,97 TOTAL PATRIMONIO ,0 TOTAL ACTIVOS ,1 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO ,1 20 Informe Financiero a diciembre de 23

21 Estado de resultados a 31 de diciembre de 22 y 23 (Millones de pesos) Trimestral 23 Acumulado 1T 2T 3T 4T 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% 29% 29% 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) (30.229) (48.682) ( ) 167 UTILIDAD NETA Margen neto 22% 22% 19% 23% 27% 22% Estados financieros pendientes de aprobación de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Informe Financiero a diciembre de 23 21