Informe Financiero Cuarto trimestre de 2015 Este informe fue elaborado con los estados financieros de ISAGEN, preparados de acuerdo con los nuevos principios de contabilidad aplicables en Colombia, alineados con las NIIF, establecidos por el Decreto 2784 de 2012. Al cierre del año 2015, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $2.844.022 millones y el EBITDA de $1.179.168 millones, 25% y 57% superiores respectivamente a los registrados durante el año anterior. La utilidad neta registrada a finales del año fue de $297.381 millones, 17% inferior a la obtenida en el 2014. A continuación presentamos los principales hechos ocurridos durante el cuarto trimestre del año y el acumulado, principalmente los relacionados con cambios regulatorios, comportamiento del mercado y resultados financieros. Regulación de la industria Resolución CREG 195 de 2015 Se limita a 9.9 COP/kWh el costo de las restricciones que puede ser trasladado a la demanda. En el caso que el costo no pueda ser trasladado en su totalidad a la demanda en cada mes, podrá ser diferido en los meses que sea necesario para que el mismo se termine de pagar. El valor que define esta Resolución no tiene en cuenta el costo que se le trasladará a la demanda bajo el concepto de restricciones originado por la aplicación de la Resolución CREG 178 de 2015, que fijó un valor de referencia para remunerar las térmicas que están generando con combustible líquido durante la condición crítica. Resolución CREG 196 de 2015 Reduce el umbral de desviación permitida para activar las operaciones de energía a través del mecanismo de Transacciones Internacionales de Energía TIE, este umbral pasa del 8% al 1%. La aplicación de esta resolución busca dinamizar este enlace y permitir importar energía desde el Ecuador con los precios actuales por la escasez del recurso hídrico en Colombia. 1
Establece medidas para el abastecimiento de gas natural para atender la demanda desatendida del sector industrial de Atlántico y Bolívar y la generación térmica de gas natural. Resolución MME 41301 El gas interrumpible tendrá prioridad para la demanda esencial y el sector industrial de los departamentos de Atlántico y Bolívar. Por otro lado establece que el gas de Venezuela también se entregará en un orden definido, privilegiando demanda industrial y a las térmicas a gas que no tienen sustitución de combustible. Las medidas le restan prioridad a los contratos de abastecimiento de gas de Termocentro, a pesar que los mismos fueron firmados con anterioridad (Interrumpibles y OCG con fuentes alternas). En esta Resolución se modifica la descripción de la variable OCV aplicable al cálculo del Precio de Escasez y Precio de Reconciliación Positiva, específicamente en lo relacionado con el costo del AGC. Resolución CREG 207 de 2015 Antes del cambio se indicaba que en la variable OCV se incluía el valor total del servicio de AGC, ahora se aclara que el valor a incluir será dicho costo de AGC después de descontar el alivio que corresponde aplicar proveniente de las reconciliaciones negativas, según se define en la Resolución CREG 063 de 2000. El cambio tiene por objetivo reflejar dentro de los Otros Costos Variables (OCV) el costo real del servicio de AGC que perciben los agentes, el cual está disminuido por el alivio mencionado. Es un proyecto de Resolución donde se propone modificar la remuneración del servicio de AGC. Proyecto Resolución CREG 209 de 2015 Actualmente la remuneración del servicio se da por la holgura asignada al agente generador a un precio igual para todas las horas del día, el cual se calcula en función del precio de bolsa y el precio de oferta del recurso. La propuesta propone no remunerar la holgura asignada sino la realmente entregada a un precio que dependerá del costo de oportunidad del recurso. Es decir que puede ser el precio de bolsa o en condición crítica, el precio de escasez hasta la OEF y el precio de bolsa para la parte que supere la obligación. Este cambio podría desincentivar la prestación del servicio, dado que no hay ningún beneficio particular en la prestación del servicio en comparación con la entrega de la energía. 2
Resolución CREG 226 de 2015 La norma establece un orden de prioridad en el despacho para los recursos que en la oferta diaria de precio, superen el 75% del Primer Escalón de Racionamiento (CRO1) del mes en curso. La norma es de carácter transitorio y tiene como propósito administrar el desembalse de los recursos hidráulicos, permitiendo que el despacho de los recursos con precio superior al límite establecido por la Resolución CREG 172 de 2015, sea priorizado considerando el nivel de embalse. Es decir, los recursos con mayor nivel de embalse serán despachados antes que los recursos con menores reservas. Resolución CREG 228 de 2015 Esta Resolución establece, de manera transitoria, el aumento en la disponibilidad de un recurso de generación térmico de forma parcial, declarada por un agente generador, como una nueva causal de redespacho. El objetivo de la norma es incrementar la disponibilidad de los recursos de generación del Sistema para enfrentar las condiciones de bajas afluencias hidrológicas por el fenómeno El Niño. El precio de oferta de la planta que solicita el redespacho es el precio ofertado inicialmente al Despacho Económico. 3
Mercado energético Demanda Nacional de Energía Generación de Energía ISAGEN Precio Promedio Bolsa 2015 Precio Promedio Contratos 2015 4,2% 21% 374,7 $/kwh 142,9 $/kwh Demanda de energía Durante el año 2015 la demanda nacional de energía eléctrica en Colombia fue de 66.174 GWh, lo cual representa un incremento del 4,2%, frente a la demanda registrada en el año 2014 que fue de 63.571 GWh. De acuerdo con el escenario medio de la UPME, en la revisión de Noviembre de 2014 se esperaba un crecimiento de la demanda del 4,4%. Este crecimiento está explicado por el crecimiento que tuvo la demanda regulada (consumo de energía del sector residencial y pequeños negocios) que fue del 5,5%, mientras que la demanda no regulada (industrial) creció el 1,7%, donde sobresale el crecimiento de la actividad minas y canteras con un incremento del 5,8% frente al registrado el año pasado. Demanda Nacional de energía (GWh) 5.167 5.310 4.902 5.048 5.316 5.533 5.169 5.278 5.411 5.623 5.218 5.413 5.513 5.669 5.419 5.691 5.346 5.701 5.461 5.763 5.251 5.441 5.397 5.703 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Demanda Nacional 2014 Demanda Nacional 2015 Demanda Nacional 2014: 63.571 GWh / 2015: 66.174 GWh Fuente: XM - Portal BI 4
Aportes hídricos y evolución de las reservas del SIN Durante el año 2015, en la mayoría de los meses, los aportes hídricos al SIN estuvieron por debajo de la media histórica. En el siguiente gráfico se puede evidenciar como ha sido el comportamiento histórico de los aportes, resaltando el último trimestre de cada año. En el último trimestre del año, se puede ver el efecto que ha tenido el fenómeno El Niño en los aportes hídricos, ya que al comparar este último trimestre con lo de los años anteriores se puede ver que los aportes han sido significativamente inferiores. El consenso de los modelos globales de predicción del comportamiento del fenómeno, sugieren que El Niño estaría alcanzando su máxima intensidad en enero de 2016 y que su declinación gradual se produciría durante el primer semestre de este año. El Niño 2015-2016 se ubica junto a los eventos ocurridos en 1997-1998 y 1982-1983 entre los tres más fuertes registrados desde 1950 y su evolución actual no tiene un comportamiento similar en la historia reciente. Aportes hídricos al SIN (% media) 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0 Ene/10 Abr/10 Jul/10 Oct/10 Ene/11 Abr/11 Jul/11 Oct/11 Ene/12 Abr/12 Jul/12 Oct/12 Ene/13 Abr/13 Jul/13 Oct/13 Ene/14 Abr/14 Jul/14 Oct/14 Ene/15 Abr/15 Jul/15 Oct/15 Fuente: XM 5
Aportes hídricos (Promedio Acumulado %) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Antioquia 83,59 102,48 85,44 92,8 79,41 62,88 83,72 82,07 57,91 53,17 73,92 47,99 Oriente 88,96 126,32 61,3 106,06 75,4 162,8 109,68 110,34 83,4 47,61 97,02 107,11 Centro 66,65 110,28 100,24 92,99 43,47 120,44 106,45 115,59 71,03 34,57 62,61 38,21 Caribe 67,22 114,93 50,33 80,99 78,81 92,32 74,13 76,99 72,45 90,81 100,23 93,83 Valle 60,74 84,01 105,75 81,42 57,78 70,67 65,67 61,46 45,61 53,65 70,95 34,30 SIN 78,34 104,76 86,46 94,44 68,65 107,78 96,96 96,82 66,01 49,43 74,31 51,73 San Carlos (Punchiná) 134,33 173,74 159,91 182,55 146,65 179,36 176,74 193,64 161,74 63,03 100,57 69,66 Miel I (Amaní) 100,24 92,96 105,37 81,51 40,54 58,13 64,29 32,61 20,94 28,76 57,98 22,51 Jaguas (San Lorenzo) 96,4 126,29 88,17 99,88 93,59 69,39 98,76 108,23 55,51 73,84 90,69 67,69 Sogamoso 68,75 133,18 108,49 119,45 43,96 58,99 62,53 86,82 52,28 40,19 63,90 44,70 Fuente: XM Reservas del SIN (GWh) 16.000,00 14.000,00 12.000,00 10.000,00 8.000,00 6.000,00 4.000,00 2.000,00 01/01/2010 01/03/2010 01/05/2010 01/07/2010 01/09/2010 01/11/2010 01/01/2011 GWh 01/03/2011 01/05/2011 01/07/2011 01/09/2011 01/11/2011 01/01/2012 01/03/2012 01/05/2012 01/07/2012 01/09/2012 01/11/2012 01/01/2013 01/03/2013 01/05/2013 01/07/2013 01/09/2013 01/11/2013 01/01/2014 01/03/2014 01/05/2014 01/07/2014 01/09/2014 01/11/2014 01/01/2015 01/03/2015 01/05/2015 01/07/2015 01/09/2015 01/11/2015 Fuente: XM Portal BI Al cierre del año 2015, las reservas del SIN estaban en el 64,38% del volumen útil, nivel explicado por la preparación de las generadoras para afrontar los efectos del fenómeno El Niño. 6
Precios de mercado Durante el año 2015 el precio promedio de bolsa fue de 374,7 $/kwh. En el mes de octubre se presentó el precio promedio mensual más alto del año, el cual fue de 1.106,8 $/kwh, a partir de la segunda mitad de este mes, el precio fue techado según lo establecido en la Resolución CREG 172 de 2015, en la cual se estableció como precio tope el 75% del primer escalón de racionamiento. Por otro lado, en la Resolución CREG 178 de 2015 se establecieron incentivos para la generación térmica con líquidos. El precio promedio de bolsa del año fue alto comparado con los años anteriores debido a la presencia de El Niño. Desde el mes de septiembre el precio diario siempre superó el precio de escasez. Con respecto a los contratos, el precio promedio del año fue de 142,9 $/kwh, comportamiento que estuvo en línea con el crecimiento del IPP y la incorporación de las condiciones del mercado en los contratos renovados a lo largo del año, internalizando en estas últimas el efecto de la devaluación y las condiciones energéticas. Precio promedio de bolsa ($/kwh) 1.106 767 630 189 161 189 168 206 151 371 382 160 240 338 183 203 180 203 182 459 176 206 166 177 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Precio Bolsa 2014 Precio Bolsa 2015 Precio promedio contratos ($/kwh) 134 126 134 128 138 137 137 138 136 133 130 132 154 147 140 143 130 131 131 132 154 153 132 133 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Precio Contratos 2014 Precio Contratos 2015 Fuente: XM Portal BI 7
Generación de energía La generación de ISAGEN al cierre del año 2015 fue de 12.821 GWh, 21% superior a la obtenida durante el año 2014. El crecimiento en la generación de la Compañía está explicado por la entrada en operación de la central hidroeléctrica Sogamoso, cuya participación en la generación total fue del 25%. La generación de las centrales Termocentro y San Carlos, también fue relevante dentro del total de generación de ISAGEN en el año, teniendo una participación del 15% y 43% en la generación total de la Compañía. Con respecto a la generación del cuarto trimestre, esta fue de 2.549 GWh, 19% inferior a la registrada en el mismo periodo de 2014 cuando alcanzó 3.132 GWh; esto explicado por los bajos aportes hidrológicos que se dieron en el periodo de maduración de El Niño. Generación mensual de ISAGEN (GWh) 1.003 1.215 923 1.269 1.073 1.217 842 1.310 823 1.204 749 1.035 610 938 619 1.008 835 1.077 988 844 959 825 1.185 879 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Fuente: XM - Portal BI Generación 2014 Generación 2015 Generación ISAGEN 2014: 10.609 GWh / 2015: 12.821 GWh 8
Generación de las centrales de ISAGEN (GWh) En lo corrido del año, la generación hídrica representó el 85% del total de energía generada por ISAGEN, mientras que la térmica el 15%. En el siguiente gráfico se puede ver cómo ha sido la generación por central frente a la del año pasado. Sogamoso Amoyá 322 409 402 3.177 Termocentro 1.942 2.047 San Carlos 5.559 5.522 Jaguas Miel I 657 702 1.003 1.540 Calderas 73 75 Acumulado 2015 Acumulado 2014 Fuente: XM - Portal BI 9
Resultados cuarto trimestre 2015 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales EBITDA Utilidad Neta 19% 64% 127% 3% 77% Principales cifras 1T 2015 2T 2015 3T 2015 4T 2015 4T 2014 Variación % Generación (GWh) 3.701 3.549 3.022 2.549 3.132-19 Ingresos operacionales (Millones $) 611.508 614.917 676.611 940.986 573.298 64 Costos operacionales (Millones $) 295.728 320.992 409.785 726.088 319.792 127 Gastos de administración (Millones $) 56.989 29.462 34.040 33.044 33.340-1 Utilidad operacional (Millones $) 258.791 264.463 232.786 181.854 220.166-17 Margen Operacional 42% 43% 34% 19% 38% - EBITDA (Millones $) 319.513 323.454 292.131 244.070 252.445-3 Margen EBITDA 52% 53% 43% 26% 44% - Gastos Financieros 98.532 103.821 141.138 171.473 40.615 322 Provisión Impuesto de Renta (Millones $) 68.062 69.492 40.214 19.636 60.497-68 Utilidad Neta (Millones $) 96.546 115.175 54.645 31.016 134.040-77 Margen neto 16% 19% 8% 3% 23% - Ingresos operacionales 1T 2015 2T 2015 3T 2015 4T 2015 4T 2014 Variación % Contratos Nacionales 484.213 499.149 507.307 523.124 490.475 7 Contratos Internacionales 0 0 0 0 0 0 Transacciones en Bolsa 150.733 132.151 120.496 187.530 84.686 121 Devolución cargo por confiabilidad (62.523) (54.063) (34.259) (8.768) (38.493) -77 AGC 36.028 34.035 79.606 224.244 33.107 577 Desviaciones 118 394 783 2.443 136 1696 Gas 1.546 1.295 683 9.235 578 1498 Servicios Técnicos 1.394 1.956 1.995 3.178 2.809 13 TOTAL 611.508 614.917 676.611 940.986 573.298 64 10
Durante el cuarto trimestre del año 2015 los ingresos operacionales fueron de $940.986 millones, 64% superiores a los registrados en el mismo periodo del año anterior. Los siguientes fueron los hechos que incidieron en este resultado: Mayores ingresos por ventas de energía en contratos, explicados por los mejores precios. Los ingresos por este concepto representaron el 56% del total de los ingresos obtenidos en el trimestre. Los ingresos por ventas de energía en bolsa del trimestre fueron 121% superiores a los obtenidos en el mismo periodo del año pasado, dicho incremento estuvo explicado por los precios altos de bolsa y los mayores ingresos en conceptos como reconciliaciones positivas y desviaciones positivas de Obligaciones de Energía Firme. Los ingresos por este concepto tuvieron una participación del 20% dentro del total de los ingresos de ISAGEN. Los ingresos por la prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia AGC tuvieron una participación del 24% dentro del total de ingresos del trimestre. Los ingresos obtenidos por este concepto durante el cuarto trimestre fueron muy superiores a los registrados en trimestres anteriores, en virtud a que durante este periodo la estrategia comercial le dio prioridad a embalsar recursos para contar con la energía suficiente para afrontar el verano. En el cuarto trimestre del año, el total de Obligaciones de Energía Firme asignadas a ISAGEN fue 2.361,4 GWh, inferior a la generación del trimestre. La devolución del cargo por confiabilidad en el cuarto trimestre fue inferior a la de los trimestres anteriores debido a la menor generación que tuvo la Compañía en este periodo de análisis. Los ingresos por venta de gas fueron muy superiores debido a un periodo de mantenimiento de Termocentro en el mes de noviembre durante el cual se vendió el gas que se tenía contratado en firme, para recuperar el costo. Costos operacionales 1T 2015 2T 2015 3T 2015 4T 2015 4T 2014 Variación % Transacciones en bolsa 37.343 57.783 125.040 401.262 95.453 320 Cargos por uso y conexión al STN 55.138 50.803 55.440 55.997 49.158 14 CND, CRD'S Y SIC 3.365 3.390 3.328 3.211 2.751 17 Transferencia (Ley 99/93) 14.552 13.992 11.774 9.867 11.919-17 Contribución FAZNI 4.410 4.398 3.668 3.088 3.573-14 Depreciación 58.632 57.112 57.339 60.185 29.978 101 Combustibles 65.437 64.573 81.177 97.852 56.973 72 Otros gastos operacionales 56.850 68.941 72.019 94.627 69.987 35 TOTAL 295.728 320.992 409.785 726.088 319.792 127 11
En el cuarto trimestre del año, los costos operacionales de ISAGEN presentaron un incremento del 127% frente a los registrados en el mismo trimestre del año pasado, este incremento estuvo explicado principalmente por lo siguiente: Los egresos por transacciones en bolsa durante el trimestre tuvieron una participación del 55% dentro del total de los costos del periodo. Este rubro está desagregado así: 1T 2015 2T 2015 3T 2015 4T 2015 4T 2014 Variación % TRANSACCIONES EN BOLSA 37.343 57.783 125.040 401.262 95.453 320 Compras de energía 20.598 32.841 98.311 349.261 61.564 467 Responsabilidad comercial AGC 11.167 12.716 13.789 27.690 8.938 210 Restricciones y otros 5.578 12.226 12.940 24.311 24.951-3 Las compras de energía del trimestre fueron superiores a las del año pasado, lo cual se debe a que en el último trimestre del año 2015 la generación de la Compañía fue inferior y los precios de la energía en bolsa fueron más altos, lo cual ocasionó mayores costos en las compras. Los egresos por la responsabilidad comercial de AGC fueron superiores a los presentados en trimestres anteriores. Los egresos por cargos por uso y conexión al STN, tuvieron una participación del 8% dentro del total de los costos de los costos del trimestre, y están relacionados directamente con el nivel de las ventas del trimestre. La disminución en las transferencias de Ley 99 y contribución FAZNI se debe principalmente a la menor generación que tuvo la empresa en el último trimestre del año. Los costos por compra de combustible representaron el 13% del total de los costos operacionales del trimestre, y fueron 72% superiores a los registrados en el mismo trimestre del año pasado, incremento explicado principalmente por mayores precios del combustible a causa de la devaluación y el incremento en el precio en bolsa que afecta el precio de gas que varía en función de este. 12
Resultados acumulados Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales EBITDA Utilidad Neta 21% 25% 12% 57% 17% Principales cifras 2015 2014 Variación % Generación (GWh) 12.821 10.609 21 Ingresos operacionales (Millones $) 2.844.022 2.277.246 25 Costos operacionales (Millones $) 1.752.593 1.566.370 12 Gastos de administración (Millones $) 153.535 118.601 29 Utilidad operacional (Millones $) 937.894 592.275 58 Margen operacional 33% 26% - EBITDA (Millones $) 1.179.168 749.457 57 Margen EBITDA 41% 33% - Gastos financieros 514.964 104.560 393 Provisión Impuesto de Renta (Millones $) 197.404 150.055 32 Utilidad neta (Millones $) 297.381 358.417-17 Margen neto 10% 16% - Ingresos operacionales 2015 2014 Variación % Contratos Nacionales 2.013.793 1.859.506 8 Contratos Internacionales 0 6.963-100 Transacciones en Bolsa 590.910 262.936 125 Devolución cargo por confiabilidad (159.613) (94.887) 68 AGC 373.912 230.421 62 Desviaciones 3.738 779 380 Gas 12.759 2.839 349 Servicios Técnicos 8.523 8.689-2 TOTAL 2.844.022 2.277.246 25 13
Al cierre del año, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron $2.844.022 millones, 25% superiores a los obtenidos durante el año 2014. El incremento en los ingresos estuvo explicado por lo siguiente: Mayores ingresos por ventas de energía en contratos a clientes finales industriales y mayoristas, producto de los mayores precios por el crecimiento del IPP. Durante los tres primeros trimestres del año, las cantidades vendidas en contratos fueron inferiores a la generación real de ISAGEN, sin embargo, en el último trimestre del año la generación fue inferior, debido al fenómeno de El Niño. Los ingresos no se vieron afectados, gracias a los precios. Trimestre Generación 2015 Ventas en contratos 2015 1T 3.701 2.912 2T 3.549 2.974 3T 3.022 2.950 4T 2.549 3.008 Total 12.821 11.844 Los ingresos por ventas de energía en el mercado spot representaron el 21% de los ingresos totales acumulados al cierre del año. Los ingresos por este concepto han sido representativamente mayores a los obtenidos el año pasado, esto gracias a la mayor generación que ha tenido la Compañía en lo corrido del año y a los mejores precios de la energía en bolsa, especialmente en el último trimestre del año. Los ingresos por AGC fueron 62% superiores a los obtenidos el año pasado. El precio del AGC tiene una estrecha relación con el precio de la bolsa, lo cual explica que este servicio tuviera una mayor valoración, especialmente, en el último trimestre del año. Los ingresos por comercialización de gas fueron superiores a los registrados en el año 2014, debido a la venta de gas durante los periodos de mantenimiento realizados a Termocentro. Costos operacionales 2015 2014 Variación % Transacciones en bolsa 621.428 684.388-9 Cargos por uso y conexión al STN 217.378 198.067 10 CND, CRD'S Y SIC 13.294 9.513 40 Transferencia (Ley 99/93) 50.185 39.732 26 Contribución FAZNI 15.564 12.096 29 Depreciación 233.268 148.813 57 Combustibles 309.039 254.763 21 Otros gastos operacionales 292.437 218.998 34 TOTAL 1.752.593 1.566.370 12 14
Al cierre del año 2015, los costos operacionales de ISAGEN fueron de $1.752.593 millones, 12% superiores a los registrados el año pasado. Los principales hechos que incidieron en este resultado fueron los siguientes: Disminución del 9% en el rubro de transacciones en bolsa, el cual esta desagregado así: 2015 2014 Variación % TRANSACCIONES EN BOLSA 621.428 684.388-9 Compras de energía 501.012 542.347-8 Responsabilidad comercial AGC 65.361 42.513 54 Restricciones y otros 55.055 99.528-45 Vale la pena mencionar, que en el último trimestre del año las compras de energía estuvieron muy por encima de lo que se había venido presentando en los trimestres anteriores, debido a los altos precios de bolsa y la menor generación. No obstante lo anterior, en lo corrido del año, las compras de energía fueron 8% inferiores a las registradas el año pasado, lo cual está explicado principalmente por la mayor generación que tuvo ISAGEN, gracias a la entrada en operación de la central Sogamoso. El incremento en los costos por transferencias y contribución FAZNI también obedece al incremento de la generación de la Compañía. El aumento en la depreciación y los otros costos operacionales está explicado por la entrada en operación comercial de la central Sogamoso. Los egresos por combustible fueron 21% superiores a los del año pasado, incremento explicado por los mayores precios de gas en 2015. Resultado operacional 2015 2014 Variación % Ingresos operacionales 2.844.022 2.277.246 25 Costos operacionales 1.752.593 1.566.370 12 Gastos administrativos 153.535 118.601 29 Total costos y gastos operacionales 1.906.128 1.684.971 13 Utilidad operacional 937.894 592.275 58 EBITDA (Millones $) 1.179.168 749.457 57 Margen operacional 33% 26% - Margen EBITDA 41% 33% - 15
En términos operativos, en el acumulado del año la utilidad operacional de ISAGEN (ingresos operacionales menos costos operacionales y gastos administrativos) fue de $937.894 millones, creciendo 58% respecto a igual resultado del año anterior. Por otro lado, la compañía obtuvo un EBITDA acumulado de $1.179.168 millones, 57% superior al obtenido en igual periodo del año anterior. El incremento presentado frente al año anterior obedece básicamente a los altos niveles de disponibilidad operacional, al efecto de la operación de la central Sogamoso durante todo el año, lo anterior ligado a una efectiva gestión comercial para afrontar los efectos del fenómeno El Niño y adaptar la oferta a los cambios regulatorios del último trimestre. Resultado neto 2015 2014 Variación % Utilidad operacional 937.894 592.275 58 Ingresos financieros y otros ingresos 103.829 52.769 97 Gastos financieros y otros gastos 546.938 136.572 300 Provisión impuesto de renta 197.404 150.055 32 Utilidad neta 297.381 358.417-17 La utilidad neta en lo corrido del año fue de $297.381 millones, 17% inferior a la obtenida en igual periodo del año anterior. Este resultado neto se ve afectado, en primer lugar, por el registro de los gastos financieros relacionados con la deuda adquirida para la financiación de Sogamoso, el cual en el año ha acumulado $514.964 millones entre intereses y diferencia en cambio y en segundo lugar por el efecto de la mayor provisión del impuesto de renta, por cuenta de la reforma tributaria, que se detalla a continuación: Diciembre 2015 Diciembre 2014 Ordinario 49.054 59.366 CREE 20.981 45.698 Sobretasa 11.616 - Diferido 115.753 44.990 Total 197.404 150.055 16
Balance general Cuarto trimestre: Dentro de las cuentas del activo presentaron un incremento del 19% en el activo corriente, originado por mayores ingresos por cuenta de la operación comercial. En cuanto al pasivo se destaca los movimientos relacionados con las obligaciones financieras: Se pagaron intereses sobre los créditos financieros por valor de $67.672 millones y USD 644.922. Se realizaron amortizaciones de créditos en dólares por valor de USD 2.244.474 y en pesos de $15.150 millones. Por otro lado se recibió desembolso por $3.485 millones de Leasing. Acumulado año 2015: Activo corriente: Mayores ingresos de la operación comercial reflejados en el saldo en caja y las cuentas por cobrar a clientes. Deuda financiera: Desembolso de crédito por $250.000 millones. Impuesto diferido: Crece por la entrada en operación de Sogamoso y por la depreciación acelerada de sus activos. Pasivo corriente: Mayor saldo en pago a proveedores, reclasificación del impuesto de renta al anticipo de renta en el activo y menor saldo en retenciones contractuales. Activos Corte Diciembre 2015 Corte Septiembre 2015 Corte Diciembre 2014 Variación trimestral Activo Corriente 982.887 838.550 780.899 19,4% Activo No Corriente 7.385.888 7.380.936 7.344.564-0,2% TOTAL ACTIVO 8.368.775 8.219.486 8.125.463 1,8% Pasivo y Patrimonio Corte Diciembre 2015 Corte Septiembre 2015 Corte Diciembre 2014 Variación trimestral Pasivo 4.908.476 4.788.921 4.479.949 2,5% Patrimonio 3.460.299 3.430.565 3.645.514 0,9% 17
Anexo Conciliación principales diferencias norma local y NIIF ISAGEN presentó sus primeros estados financieros de adopción de las NIIF con corte a 31 de diciembre de 2011, no obstante solo a partir del 1 de enero de 2015 empezó la aplicación oficial en Colombia. La información del primer trimestre del año se entregará comparativa con el trimestre anterior, igualmente preparado bajo NIIF, el cual por obvias razones difiere frente con la información publicada oficialmente hace un año. Por lo anterior, a continuación incluimos una conciliación con una explicación sumaria de las principales diferencias en los resultados y en el patrimonio al comparar las dos normativas. 1. Conciliación Resultados La siguiente es la conciliación de los resultados Locales frente a NIIF acumulados a diciembre 31 de 2014. 4T 2015 Resultado Local 134.041 Depreciación y amortización (7.797) Nota 1 Diferencia en impuesto diferido (10.757) Nota 2 Diferencia en cambio costo amortizado (34.357) Nota 3 Impacto a resultados por costo amortizado de la deuda 6.396 Nota 4 Ajuste beneficios laborales y post empleo (3.253) Nota 12 Otros menores 112 Resultado Integral 82.593 Otro Resultado Integral (coberturas flujo de efectivo) (437) Nota 6 Resultado Integral Total NIIF 82.156 18
Conciliación de resultados acumulados a Diciembre 2014 Acumulado Diciembre Resultado Local 426.583 Depreciación y amortización (38.602) Nota 1 Diferencia en impuesto diferido (3.160) Nota 2 Diferencia en cambio costo amortizado (43.680) Nota 3 Impacto a resultados por costo amortizado de la deuda 10.965 Nota 4 Ajustes beneficios laborales y post empleo (3.253) Nota 12 Otros menores (435) Resultado Integral 358.417 Otro Resultado Integral (coberturas flujo de efectivo) (456) Nota 6 Resultado Integral Total NIIF 357.962 2. Conciliación Patrimonio La conciliación Patrimonial a diciembre de 2014 es como sigue: 2014 Patrimonio según principios contables colombianos 4.248.300 Mas: Costo atribuido de propiedad, planta y equipo 698.254 Nota 1 Impuesto al patrimonio 121.286 Nota 5 Ajuste costo amortizado deuda 29.316 Nota 4 Otros resultados integrales 15.966 Nota 6 Ajuste del costo de intangibles 6.790 Nota 7 Otros ajustes menores 663 Menos: Valorizaciones de propiedad, planta y equipo norma colombiana (792.618) Nota 1 Diferencia en resultados (396.412) Nota 8 Diferencia en impuesto diferido (129.614) Nota 2 Beneficios laborales de largo plazo y cálculo actuarial (80.270) Nota 9 Retiro de estudios y proyectos en etapa de investigación (41.955) Nota 10 Retiro de activos fijos sin beneficios futuros (30.597) Nota 10 Ajuste costo amortizado deuda de empleados y accionistas (3.595) Nota 11 Total Patrimonio NIIF 3.645.514 19
3. Notas explicativas Nota 1 La Empresa revalúo sus activos principales en la fecha de su balance de apertura y eligió dicha revaluación como el costo atribuido de sus propiedades planta y equipo en la fecha de transición al 1 de enero de 2010, eliminando las valorizaciones acumuladas según la norma local y ajustando las vidas útiles con criterios técnicos. Como resultado de esta decisión el gasto por depreciación cargado al estado del resultado integral bajo NIIF fue mayor que el local en $7.797 para el trimestre (Octubre - Diciembre 2014). Nota 2 Bajo la norma local el impuesto diferido se calcula únicamente sobre las diferencias entre las partidas que afectan la determinación de los resultados contables y fiscales (diferencias en cuentas de resultados), mientras que bajo NIIF se calcula impuesto diferido sobre prácticamente la totalidad de las diferencias entre activos y pasivos contables y activos y pasivos fiscales (diferencias en cuentas de balance). Para ISAGEN bajo norma local prácticamente el impuesto diferido lo generaba únicamente las diferencias en las vidas útiles fiscales y contables que daban un gasto por depreciación fiscal mayor al contable. En NIIF la principal diferencia se genera, adicional a lo anterior, por el mayor valor reconocido de los activos en el balance de apertura que generará a futuro un mayor gasto por depreciación contable, frente al que será imputado para efectos fiscales, donde no se realizó igualmente una actualización del costo fiscal de los activos. Nota 3 Las NIIF no permiten la capitalización de la diferencia en cambio de la deuda en moneda extranjera asociada a la construcción de activos, mientras que bajo la norma local podría ser considerada como mayor valor de los activos en construcción. Para 2014, la diferencia en cambio local fue capitalizada hasta el 20 de diciembre de 2014, día en el cual entró en operación comercial Sogamoso. Nota 4 Corresponde a la valoración de las obligaciones financieras bajo Costo Amortizado. En este método la obligación se reconoce por el valor presente de los flujos futuros asociados a la deuda (capital, intereses, comisiones, primas, garantías, etc.) descontados a la tasa efectiva del crédito (TIR). Esto genera diferencias en los gastos financieros reconocidos bajo norma local que se realizan a la tasa nominal del crédito y los demás gastos que se van causando en la medida que se generan, frente a la distribución durante toda la vida del crédito de los gastos asociados al mismo englobados en la tasa efectiva. Los conceptos que conforman la tasa de interés efectiva, incluyen, además del interés propiamente dicho, la amortización de la prima de bonos por $ 6.308 y las primas de seguro del crédito OPIC por $6.134. Nota 5 De acuerdo con las normas colombianas el impuesto al patrimonio se podía reconocer como un débito a la cuenta de revalorización del patrimonio (ajustes por inflación acumulados del patrimonio). La Empresa tomó esta opción para efectos locales y por tanto para NIIF ajustó su reconocimiento contra el patrimonio al 1 de enero de 2010, mientras que para NIIF fue imputado directamente a resultados. Si bien esta diferencia desaparece para efectos patrimoniales en 2014, si afectó las utilidades que fueron objeto de apropiación en 2010 que se ven reflejadas bajo el concepto Diferencias en resultados. Nota 6 El concepto de otros resultados integrales corresponde fundamentalmente a ganancias y pérdidas no realizadas y que se espera se realicen solo en el largo plazo. Por tanto, la norma contempla registrarlas durante dicho lapso de tiempo en un rubro independiente denominado Otro resultado integral diferente al resultado del año. En ISAGEN el único efecto acumulado en el Otro Resultado Integral corresponde a las ganancias y pérdidas actuariales resultantes de las desviaciones en los supuestos actuariales 20
utilizados por los actuarios para el cálculo de los pasivos por pensiones y beneficios laborales de largo plazo. Para el cuarto trimestre se cancelaron los Forward que fueron utilizados como instrumentos de cobertura en diferencial cambiario, con vencimientos en el mes de octubre de 2014, y cumpliendo con los criterios de efectividad para la contabilidad de coberturas. Nota 7 Ajuste del valor contable de los activos intangibles, siendo el principal la eliminación de los ajustes por inflación remanentes al 1 de enero de 2010 generados durante el tiempo en que estuvo vigente en Colombia la obligatoriedad de su reconocimiento. Adicionalmente se asignaron vidas útiles técnicas y se recalculó su amortización con base en éstas. Nota 8 Los diferentes tratamientos bajo norma local y NIIF que afectan los resultados, siendo menores los resultados NIIF a los locales, y el hecho de que ISAGEN aplicó las NIIF desde el 1 de enero de 2010 pero siguió distribuyendo utilidades de acuerdo con los resultados bajo norma local, como debía ser, generó esta acumulación de mayores valores distribuidos como dividendos o reservas entre 2010 y 2014. Nota 9 Reconocimiento de todos los beneficios de los jubilados, diferentes a pensiones, tales como auxilios de educación y plan médico, para los cuales no es exigido su reconocimiento bajo normas locales. Adicionalmente, mediante cálculo actuarial también se reconocieron los beneficios de largo plazo utilizando la metodología de unidad de crédito proyectada. Nota 10 De acuerdo con la política definida para el manejo de activos fijos bajo, se excluyeron aquellos que no cumplen con las condiciones de reconocimiento bajo NIIF, principalmente ante la dificultad de demostrar su generación futura de beneficios económicos. Igualmente se retiraron costos asociados a estudios y proyectos en esta de investigación que estaban como activos bajo norma local, pero para los cuales las NIIF exigen su reconocimiento en resultados. Nota 11 Corresponde a la incorporación del costo financiero, por los beneficios en tasas de interés en los préstamos de empleados que oscilan entre el 0% y 7%, tasas inferiores a las de mercado que son medidos al costo amortizado. Este cálculo no afecta la cuota o el tiempo que se tiene pactado para pago de la deuda. Nota 12 Corresponde al ajuste de los pasivos por pensiones y beneficios laborales de largo plazo con base en el cálculo actuarial para el año 2014. En el rubro de otros menores, particularmente en el movimiento de Q4 se vio afectado por el incremento en recuperaciones por $617. 21
Balance general (Millones de pesos) Activos Diciembre 2015 Diciembre 2014 Variación % Pasivo y Patrimonio Diciembre 2015 Diciembre 2014 Variación % ACTIVO NO CORRIENTE Propiedades planta y equipo, neto 7.268.038 7.269.154-0,02 7.268.038 7.269.154-0,02 Intangibles y otros activos Cargos Diferidos 909 909 0,0 Otros Activos 73.535 54.841 34,1 74.444 55.750 33,5% Deudores Clientes 56 114-50,9 Difícil Cobro 8.465 1.435 489,8 Otros 43.322 19.447 122,8 Provisión deudores (8.521) (1.421) 499,7 43.322 19.576 121,3 Inversiones 84 84 0,0 TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 7.385.888 7.344.564 0,6 CAPITAL SOCIAL Autorizado: 2.726.072.000 acciones comunes de valor unitario de $25 Suscrito y pagado 133.578 68.152 96,0 Reserva Art.130 E.T 869.671 806.884 7,8 Reserva legal 68.027 51.134 33,0 Superávit de capital 49.344 49.344 0,0 Ganancias retenidas 1.268.261 1.346.427 0,0 Reserva ocasional inversiones 38.446 38.446 0,0 Reserva ocasional - calificacion 720.906 910.744-20,8 Otro resultado integral 14.685 15.966-8,0 Utilidad del ejercicio 297.381 358.417-17,0 TOTAL PATRIMONIO 3.460.299 3.645.514-5,1 PASIVO NO CORRIENTE Obligaciones financieras 612.025 516.054 18,6 Obligación bonos 724.161 917.015-21,0 Obligaciones crédito Club Deal 2.001.556 1.783.320 12,2 Leasing LP 89.996 82.761 8,7 Obligaciones laborales 98.862 91.695 7,8 Litigios y demandas 4.202 4.342-3,2 Depósito fondo solidaridad 13.940 10.101 38,0 Impuesto diferido 683.425 568.332 20,3 TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 4.228.167 3.973.619 6,4 ACTIVO CORRIENTE Inventarios (neto) 97.705 109.847-11,1 Deudores (neto) 475.313 341.941 39,0 Otros activos 43.534 288 15003,4 Inversiones renta fija 1.822 84.522-97,8 Disponible 364.318 244.086 49,3 Recaudo democratizacion 195 215-9,1 TOTAL ACTIVO CORRIENTE 982.887 780.899 25,9 PASIVO CORRIENTE Obligaciones financieras 310.486 96.537 221,6 Retenciones contractuales 12.688 70.806-82,1 Cuentas por pagar 285.460 238.678 19,6 Impuestos y contribuciones 16.773 23.040-27,2 Obligaciones laborales 12.229 10.057 21,6 Pasivos estimados 13.880 38.080-63,6 Otros pasivos 28.793 29.132-1,2 TOTAL PASIVO CORRIENTE 680.309 506.330 34,4 TOTAL PASIVO 4.908.476 4.479.949 9,6 TOTAL ACTIVOS 8.368.775 8.125.463 3,0 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 8.368.775 8.125.463 3,0 22
Estado de resultados A 31 de Diciembre de 2014 y 2015 (millones de pesos) Trimestral Acumulado 1T 2T 3T 4T 2015 2014 Variación % INGRESOS OPERACIONALES 611.508 614.917 676.611 940.986 2.844.022 2.277.246 25 Energía 608.568 611.666 673.933 928.573 2.822.740 2.265.718 25 Gas 1.546 1.296 683 9.235 12.759 2.839 349 Servicios técnicos 1.394 1.956 1.996 3.178 8.523 8.689-2 COSTOS DE VENTAS 295.728 320.992 409.785 726.088 1.752.593 1.566.370 12 Transacciones en bolsa 37.343 57.783 125.040 401.262 621.428 684.388-9 Cargos por uso y conexión al STN 55.138 50.803 55.440 55.997 217.379 198.067 10 CND, CRD S Y SIC 3.365 3.390 3.328 3.211 13.294 9.513 40 Transferencia Ley 99 / 93 14.552 13.992 11.774 9.867 50.185 39.732 26 Contribución FAZNI 4.410 4.398 3.668 3.088 15.564 12.096 29 Depreciación 58.632 57.112 57.339 60.185 233.268 148.813 57 Combustibles 65.437 64.573 81.177 97.852 309.038 254.763 21 Otros gastos operacionales 56.850 68.941 72.019 94.627 292.437 218.998 34 UTILIDAD BRUTA EN VENTAS 315.780 293.925 266.826 214.898 1.091.429 710.876 54 Otros ingresos 2.271 3.500 4.400 16.813 26.984 12.212 121 Gastos de administración (56.989) (29.462) (34.040) (33.044) (153.535) (118.601) 29 Otros gastos (3.579) (2.946) (4.976) (20.473) (31.974) (19.349) 65 Ingresos financieros 5.656 23.471 4.018 43.700 76.845 40.557 89 Gastos financieros (98.532) (103.821) (141.138) (171.473) (514.964) (117.223) 339 UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 164.607 184.667 95.090 50.421 494.785 508.472-3 PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA (68.062) (69.492) (40.214) (19.636) (197.404) (150.055) 32 UTILIDAD NETA 96.545 115.175 54.876 30.785 297.381 358.417-17 MARGEN NETO 16% 19% 8% 3% 10% 16% - Estados Financieros pendientes de aprobación de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Relacionamiento con Inversionistas: Líneas: Medellín +57 (4) 325 79 79 / 325 79 78 Correo electrónico: ir@isagen.com.co