Informe Financiero Segundo trimestre de 2016 Al cierre del primer semestre del año, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $1.481.413 millones, 21% superiores a los registrados en el primer semestre del año pasado. El EBITDA obtenido fue de $316.445 millones, un 51% inferior al obtenido el año pasado, y se registra una pérdida neta de $81.952 millones a junio 30 de 2016. En el presente informe entregamos una breve explicación de los principales cambios regulatorios del mercado energético ocurridos en el segundo trimestre del año, y analizaremos el comportamiento del mercado y sus implicaciones en los resultados financieros. Regulación de la industria Informe Departamento Nacional de Planeación (DNP) Revisión mercado de energía El DNP publicó el cuarto entregable del estudio del mercado de energía en el cual se presenta un análisis de alternativas de diseño de mercado (temas relacionados con la expansión, estandarización de contratos, mercado intradiario, entre otros) así como una recomendación sobre el mismo a manera de hoja de ruta para el desarrollo del mercado y como marco integrador de las propuestas, incluye análisis comparativo con otros mercados. La Resolución establece el mecanismo a aplicar para la comercialización de gas natural en el mercado primario en el año 2016, el cual consistirá en que los vendedores y los compradores de gas natural darán aplicación al mecanismo de negociación directa. Resolución CREG 097 Proceso Comercialización de gas Lo anterior, atendiendo lo establecido en el artículo 24 de la Resolución CREG 089 de 2013 el cual establece que cuando el balance realizado por la UPME muestre que la oferta de gas natural es superior a la demanda de gas natural, en al menos tres (3) de los cinco (5) años siguientes al momento del análisis, se deberá dar aplicación al mecanismo de negociación directa durante un período definido. Adicionalmente establece el cronograma para dicho proceso y las negociaciones se darán entre septiembre y octubre de 2016. El proceso de comercialización de gas es para 2017 e incluye contratos de uno o cinco años. 1
Circular CREG 039 de 2016 Mercado Intradiario Mercado de Contratos La CREG publicó documentos para análisis y discusión donde se propone la implementación de un despacho vinculante en el corto plazo y un mercado estandarizado de Contratos de Energía para Usuarios Regulados y No Regulados, los documentos hacen parte de los diferentes estudios que se están realizando buscando mejorar el mercado de energía en Colombia. Resolución CREG 081 de 2016 Plantas No Despachadas Centralmente Deroga la Resolución CREG 138 de 2015 sobre la participación de las Plantas No Despachadas Centralmente en el Cargo por Confiabilidad, impactando a las plantas menores y de generación intermitente. Con esta Resolución se mantienen los ingresos por Cargo por Confiabilidad de la Central Calderas. La Resolución definitiva saldrá posteriormente y hará parte de los cambios de mercado que se están analizando actualmente. 2
Mercado energético Demanda Nacional de Energía Generación de Energía ISAGEN Precio Promedio Bolsa 1S 2016 Precio Promedio Contratos 1S 2016 2,3% 28% 446 $/kwh 154 $/kwh Demanda de energía Al cierre del primer semestre del año, la demanda de energía del Sistema Interconectado Nacional fue de 32.961 GWh, 2,3% superior a la obtenida en el mismo periodo del año pasado, crecimiento explicado por las condiciones del sistema y la actividad económica nacional. Demanda Nacional de energía (GWh) Demanda primer semestre 2015: 32.206 GWh 2016: 32.961 GWh 5.310 5.586 5.049 5.465 5.533 5.568 5.278 5.397 5.623 5.546 5.413 5.399 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Demanda Nacional 2015 Demanda Nacional 2016 Fuente: XM - Portal BI 3
Aportes hídricos y evolución de las reservas del SIN Durante el año 2016, los aportes hídricos han estado por debajo de la media histórica. En el siguiente gráfico se puede ver cómo ha sido el comportamiento de los aportes desde el año 2010, resaltándose el segundo trimestre de cada año. Los aportes hidrológicos promedio en el trimestre fueron el 77,5% del histórico, y en ISAGEN fueron del 59,5% del histórico. No obstante lo anterior, se comienza a normalizar los aportes hidrológicos en las zonas Oriente y Centro del país, como resultado del debilitamiento del fenómeno de El Niño y transición a condiciones neutrales. 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 Ene/16 Abr/16 Fuente: XM 4
Aportes hídricos (Promedio acumulado %) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Antioquia 50,06 59,09 51,25 58,58 56,69 52,63 Oriente 73,74 57,13 54,00 122,63 115,10 86,92 Centro 47,18 58,87 67,57 85,53 79,46 84,94 Caribe 69,61 63,43 36,67 75,48 102,56 112,26 Valle 38,91 44,62 77,36 86,66 96,75 79,33 SIN 50,74 57,55 57,53 79,86 78,83 73,47 San Carlos (Punchiná) 65,38 75,25 59,07 56,62 58,07 46,94 Miel I (Amaní) 19,90 46,25 74,63 71,4 60,55 51,52 Jaguas (San Lorenzo) 54,04 57,06 39,09 57,91 43,34 47,34 Sogamoso 70,08 64,50 55,52 66,41 64,87 57,5 Fuente: XM Reservas del SIN (GWh) Al cierre del primer semestre del año, las reservas del SIN se ubicaron en el 47.5% de la capacidad útil. Históricamente en la misma fecha, el embalse del SIN se ha ubicado en 69.3% (promedio desde el año 2000). 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 01/04/2010 01/07/2010 01/10/2010 01/01/2011 GWh 01/04/2011 01/07/2011 01/10/2011 01/01/2012 01/04/2012 01/07/2012 01/10/2012 01/01/2013 01/04/2013 01/07/2013 01/10/2013 01/01/2014 01/04/2014 01/07/2014 01/10/2014 01/01/2015 01/04/2015 01/07/2015 01/10/2015 01/01/2016 01/04/2016 Fuente: XM Portal BI 5
Precios de mercado En lo corrido del año, el precio promedio de bolsa fue de 446 $/kwh. En la mayoría de los meses del semestre el precio promedio de bolsa ha sido superior a los registrados durante el año pasado, a excepción de los meses de mayo y junio, cuando El Niño empieza a debilitarse dando paso a condiciones neutrales. Con respecto a los precios de contratos en el mercado, el precio promedio del semestre fue de 154 $/kwh, con un comportamiento en línea con el crecimiento del IPP y la incorporación de las condiciones del mercado en los contratos renovados a lo largo del año (efecto de la devaluación y las condiciones energéticas). Precio promedio de bolsa ($/kwh) 830 554 646 338 190 168 206 161 240 183 142 169 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Precio bolsa 2015 Precio bolsa 2016 Precio promedio contratos ($/kwh) 155 156 156 152 150 153 135 135 138 137 138 138 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Precio contratos 2015 Precio contratos 2016 Fuente: XM Portal BI 6
Generación de energía Al cierre del primer semestre, la generación de ISAGEN fue de 5.203 GWh, 28% inferior a la presentada en el mismo periodo del año pasado que fue de 7.250 GWh, lo cual está explicado principalmente por las menores afluencias hídricas producto del fenómeno El Niño y por las implicaciones que tuvo sobre la generación de ISAGEN el evento ocurrido en la central Guatapé. Generación mensual de ISAGEN (GWh) Generación de energía primer semestre 2015: 7.250 GWh 2016: 5.203 GWh Como se puede ver en el siguiente gráfico, durante todos los meses del año, la generación de ISAGEN ha sido inferior a la obtenida el año pasado. 1.215 791 Enero 1.269 829 Febrero 1.217 796 Marzo 1.310 Abril 822 1.204 1.125 Mayo 1.035 840 Junio Generación 2015 Generación 2016 Fuente: XM - Portal BI Sogamoso 1.380 1.955 Amoyá 172 187 Consecuente con lo anterior (bajos aportes hídricos producto del fenómeno de El Niño e indisponibilidad de la central Guatapé), la generación de todas las centrales de ISAGEN ha sido inferior a la obtenida en el año anterior. Termocentro San Carlos Jaguas 258 309 916 977 1.986 3.002 Miel 463 784 Calderas 28 36 1S 2016 1S 2015 Fuente: XM - Portal BI 7
Resultados financieros segundo trimestre 2016 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales EBITDA Utilidad Neta 21% 2% 38% 43% 74% Principales cifras 1T 2016 2T 2016 2T 2015 Variación % Generación (GWh) 2.416 2.787 3.549-21 Ingresos operacionales (Millones $) 877.914 603.499 614.917-2 Costos operacionales (Millones $) 752.133 443.877 320.992 38 Gastos de administración (Millones $) 54.884 35.492 29.462 20 Utilidad operacional (Millones $) 70.897 124.130 264.463-53 Margen Operacional 8% 21% 43% - EBITDA (Millones $) 132.561 183.884 323.454-43 Margen EBITDA 15% 30% 53% - Gastos Financieros 98.372 136.946 103.821 32 Provisión Impuesto de Renta (Millones $) 32.510 23.387 69.492-66 Utilidad / Pérdida neta (Millones $) (111.408) 29.456 115.175-74 Margen Neto -13% 5% 19% - Ingresos operacionales 1T 2016 2T 2016 2T 2015 Variación % Contratos Nacionales 563.950 549.632 499.149 10 Transacciones en Bolsa 177.360 44.088 132.151-67 Devolución cargo por confiabilidad (7.336) -33.122-54.063-39 AGC 134.894 40.611 34.035 19 Desviaciones 2.106 455 394 15 Gas 3.470 31 1.295-98 Servicios Técnicos 3.470 1.804 1.956-8 Total 877.914 603.499 614.917-2 8
En el segundo trimestre del año, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron $603.499 millones, 2% inferiores a los obtenidos en el mismo trimestre del año pasado. Esta disminución en los ingresos esta explicada por lo siguiente: Los ingresos por ventas de energía en contratos fueron un 10% superior a los obtenidos el año pasado. En el segundo trimestre de año se vendieron en contratos 2.907 GWh, 2% inferior a la energía vendida en el 2015 que fue 2.974 GWh. Los mayores ingresos por ventas en contratos está explicado por unos mayores precios de la energía en contratos producto del IPP y de las actuales condiciones de mercado para los contratos nuevos. Los ingresos por concepto de bolsa fueron inferiores respecto al segundo trimestre del año 2015 y al primer trimestre de este año, debido principalmente a la menor generación y a la reducción en los precios de la energía en bolsa desde mediados de abril (precio de bolsa promedio en el trimestre 216 $/kwh). En el segundo trimestre del año hubo una menor devolución de cargo por confiabilidad comparada con la del año pasado, por cuenta de la menor generación del trimestre. Los ingresos por la prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia AGC fueron 19% superiores a los obtenidos en el segundo trimestre del año anterior, producto de la mayor asignación de este servicio, sin embargo se redujo respecto al primer trimestre por el efecto del cambio regulatorio relacionado con la remuneración de este servicio. Los ingresos por venta de gas fueron muy inferiores a los del trimestre del año pasado, debido a que el gas en firme se utilizó para operar una unidad de la planta térmica, por tanto no quedó disponibilidad de gas para la venta. Costos operacionales 1T 2016 2T 2016 2T 2015 Variación % Transacciones en Bolsa 418.482 158.205 57.783 174 Cargos por uso y conexión al STN 66.026 67.005 50.803 32 CND, CRD'S Y SIC 3.309 3.342 3.390-1 Transferencia (Ley 99/93) 9.533 11.258 13.992-20 Contribución FAZNI 4.022 5.226 4.398 19 Depreciación 59.695 57.787 57.112 1 Combustibles 123.211 62.151 64.573-4 Otros gastos operacionales 67.855 78.902 68.941 14 Total 752.133 443.877 320.992 38 En el segundo trimestre del año, los costos operacionales fueron 38% superiores a los registrados en el mismo periodo del año 2015, lo cual está explicado principalmente por lo siguiente: 9
Los egresos por transacciones en bolsa durante el segundo trimestre del año tuvieron una participación del 36% dentro del total de los costos operacionales del periodo. Este rubro se encuentra desagregado así: 1T 2016 2T 2016 2T 2015 Variación % TRANSACCIONES EN BOLSA 418.482 158.205 57.783 174 Compras de energía 372.871 128.689 32.841 292 Responsabilidad comercial AGC 23.945 6.987 12.716-45 Restricciones y otros 21.665 22.529 12.226 84 Como consecuencia del menor precio de bolsa del trimestre, las compras de energía fueron inferiores a las registradas en el primer trimestre del año 2016. Sin embargo, son superiores al año anterior, debido principalmente a la menor generación. Los costos por combustibles tuvieron una participación del 14% dentro del total de los costos operacionales del trimestre. Estos costos fueron 4% inferiores a los registrados el año pasado debido a que en la mayor parte del segundo trimestre solo se generó con una unidad de la planta térmica, por tanto, no se asumieron costos de combustibles para la unidad que no generó. Esto debido a que a partir del mes de mayo las condiciones críticas de sequía se normalizaron. 10
Resultados financieros primer semestre 2016 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales EBITDA Utilidad Neta 28% 21% 94% 51% 139% Principales cifras 1S 2015 1S 2016 Variación % Generación (GWh) 7.250 5.203-28 Ingresos operacionales (Millones $) 1.226.425 1.481.413 21 Costos operacionales (Millones $) 616.719 1.196.010 94 Gastos de administración (Millones $) 86.451 90.376 5 Utilidad operacional (Millones $) 523.254 195.027-63 Margen Operacional 43% 13% - EBITDA (Millones $) 642.967 316.445-51 Margen EBITDA 52% 21% - Gastos Financieros 202.353 235.318 16 Provisión Impuesto de Renta (Millones $) 137.554 55.897-59 Utilidad / Pérdida neta (Millones $) 211.721 (81.952) -139 Margen Neto 17% -6% - Ingresos operacionales 1S 2015 1S 2016 Variación % Contratos Nacionales 983.362 1.113.581 13 Transacciones en Bolsa 282.884 221.724-22 Devolución cargo por confiabilidad (116.586) (40.457) -65 AGC 70.062 175.229 150 Desviaciones 512 2.561 400 Gas 2.841 3.501 23 Servicios Técnicos 3.350 5.274 57 Total 1.226.425 1.481.413 21 11
Al cierre del primer semestre del año, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron $1.481.413 millones, 21% superior al registrado en el primer semestre del año 2015, incremento explicado por los siguientes hechos: En el primer semestre del año se vendieron en contratos 5.880 GWh, cantidad muy similar a la vendida en el mismo periodo del año 2015. Los ingresos obtenidos al cierre de semestre fueron 13% superiores a los registrados en el mismo periodo del año pasado, producto de los mayores precios en contratos, cuyo crecimiento está en línea con el comportamiento del IPP, y adicionalmente influye las actuales condiciones de mercado para los contratos nuevos. Los ingresos por venta de energía en bolsa en el semestre fueron 22% inferiores a los registrados en el primer semestre del año pasado, disminución explicada principalmente por la menor generación y la disminución que se dio en los precios de bolsa en el segundo trimestre del año. La menor generación presentada en el primer semestre del año hizo que se presentara una menor devolución de cargo por confiabilidad, pasando de $116.586 millones al cierre del primer semestre de 2015 a $40.458 millones en 2016. Los ingresos por la prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia AGC fueron muy superiores a los obtenidos en el primer semestre del año pasado, lo cual obedece a una mayor asignación del servicio. Los ingresos por venta de gas en el primer semestre del año fueron 23% superiores a los registrados en el 2015, crecimiento explicado por la venta de gas disponible durante el primer trimestre del año por unos días de mantenimiento de una unidad de la central Termocentro. Costos operacionales 1S 2015 1S 2016 Variación % Transacciones en Bolsa 95.126 576.687 506 Cargos por uso y conexión al STN 105.941 133.031 26 CND, CRD'S Y SIC 6.755 6.651-2 Transferencia (Ley 99/93) 28.544 20.791-27 Contribución FAZNI 8.808 9.248 5 Depreciación 115.744 117.482 2 Combustibles 130.010 185.362 43 Otros gastos operacionales 125.791 146.757 17 Total 616.719 1.196.010 94 Los costos operacionales de ISAGEN en el primer semestre del año fueron $1.196.010 millones, 94% superiores a los del año pasado, crecimiento explicado por lo siguiente: Las transacciones en bolsa tuvieron una participación del 48% dentro del total de los costos operacionales del semestre. El crecimiento en las compras de energía fue significativo, explicado por la menor generación del semestre, y por los altos precios de la energía en bolsa presentados principalmente en el primer trimestre. 12
1S 2015 1S 2016 Variación % TRANSACCIONES EN BOLSA 95.125 576.686 506 Compras de energía 53.439 501.560 839 Responsabilidad comercial AGC 23.882 30.932 30 Restricciones y otros 17.804 44.194 148 Los egresos por combustibles fueron 43% superiores, y tuvieron una participación del 15% dentro del total de los costos operacionales del semestre. Este mayor costo obedece principalmente a que durante el primer trimestre del año parte de la operación de la central Termocentro requirió uso de diésel, combustible más costoso. Resultado operacional 1S 2015 1S 2016 Variación % Ingresos Operacionales 1.226.425 1.481.413 21 Costos Operacionales 616.719 1.196.010 94 Gastos administrativos 86.451 90.376 5 Total costos y gastos operacionales 703.170 1.286.386 83 Utilidad operacional 523.255 195.027-63 EBITDA 642.967 316.445-51 Margen Operacional 43% 13% -69 Margen EBITDA 52% 21% -59 El resultado operacional obtenido en el semestre de $195.027 millones (ingresos operacionales menos costos operacionales y gastos administrativos) fue 63% inferior al obtenido en igual semestre del año anterior. Esto debido a: Incremento en los costos operativos en el primer trimestre por causa de las mayores compras de energía dada la menor generación a causa de menores afluencias hidrológicas y el evento en Guatapé. La disminución en los ingresos operacionales en el segundo trimestre, por cuenta de la caída en los precios de bolsa. En el mismo sentido, el EBITDA al cierre del semestre fue de $316.445 millones disminuyendo 51%, respecto al primer semestre de 2015. 13
Resultado neto 1S 2015 1ST 2016 Variación % Utilidad operacional 523.255 195.027-63 Ingresos financieros y otros ingresos 34.898 61.202 75 Gastos financiero 202.353 234.868 16 Otros gastos 6.525 47.416 627 Provisión impuesto de renta 137.554 55.897-59 Utilidad / Pérdida neta 211.721 (81.952) -139 Al cierre del primer semestre la compañía registró una pérdida de $81.942 millones, la cual es originada principalmente por el menor resultado operativo explicado previamente. Dentro de los movimientos presentados en el semestre en las cuentas de gastos financieros y otros gastos se resalta: El reconocimiento como gastos de periodos anteriores, del pago a XM por $17.179 millones por incumplimiento en el nivel de ENFICC probabilístico en noviembre de 2015 de la Central San Carlos. Los ajustes de la operación comercial por $17.717 millones. El aumento de los gastos de intereses respecto al año anterior debido al aumento de las tasas de los créditos internos. En cuanto a los ingresos financieros y otros ingresos se resalta principalmente mayores ingresos por diferencia en cambio. Finalmente, la provisión de impuesto de renta acumulada a junio es de $55.897 millones, inferior en 59% a la registrada en el primer semestre del año 2015, esto debido a la menor utilidad. El siguiente es el detalle de la provisión: Provisión impuesto de renta 1S 2015 1S 2016 Diferencia % Ordinario 60.859 0-100 CREE 24.515 2.990-88 Sobretasa 13.579 1.945-86 Diferido 38.601 50.962 32 Total 137.554 55.897-59 14
Balance general Activos No se presentaron variaciones significativas en el activo durante el segundo trimestre. Corte Diciembre 2015 Corte Marzo 2016 Corte Junio 2016 Variación trimestral % Activo Corriente 982.888 996.278 865.794-13,1 Activo No Corriente 7.385.887 7.329.621 7.301.283-0,4 TOTAL ACTIVO 8.368.775 8.325.899 8.167.077-1,9 Pasivo y Patrimonio Corte Diciembre 2015 Corte Marzo 2016 Corte Junio 2016 Variación trimestral % Pasivo Corriente 680.308 1.076.661 632.627-41,2 Pasivo No corriente 4.228.167 3.900.347 4.154.580 6,5 TOTAL PASIVO 4.908.475 4.977.008 4.787.207-3,8 TOTAL PATRIMONIO 3.460.300 3.348.891 3.379.870 0,9 Dentro de las cuentas de pasivo se resalta: El reconocimiento contable en el mes de abril del cambio de línea del Crédito de OPIC, Trasladando del corto al largo plazo 331.780 MCOP correspondiente a dicho crédito. Pago de al impuesto a la riqueza por $12.813 millones, correspondiente al pago de la primera cuota (50%) del año. Se pagaron intereses sobre los créditos financieros por valor de $53.360 millones y USD 658.304. Se realizaron amortizaciones de créditos en dólares por valor de USD2,2 millones y por el crédito OPIC se amortizó a capital $15.100 millones y se pagaron intereses, prima y comisión de disponibilidad por $34.722 millones. 15
Balance general (Millones de pesos) Activos ACTIVO NO CORRIENTE Propiedades planta y equipo, neto Junio 2016 Diciembre 2015 Variación % 7.178.527 7.268.037-1,23 7.178.527 7.268.037-1,23 Intangibles y otros activos Cargos Diferidos 908 909-0,11 Otros Activos 79.414 73.535 7,99 80.322 74.444 7,90 Deudores Clientes 58 56 3,57 Anticipo compra combustible líquido 23.447 22.418 4,59 Difícil Cobro 7.452 8.465-11,97 Otros 18.903 20.904-9,57 Provisión deudores (7.510) (8.521) -11,86 42.350 43.322-2,24 Inversiones 84 84 0,00 TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 7.301.283 7.385.887-1,15 Pasivo y Patrimonio Junio 2016 Diciembre 2015 Variación % CAPITAL SOCIAL Autorizado: 2.726.072.000 acciones comunes de valor unitario de $49 Suscrito y pagado 133.578 133.578 0,00 Reserva Art.130 E.T 1.166.289 869.671 34,11 Reserva legal 68.027 68.027 0,00 Superávit de capital 49.344 49.344 0,00 Ganancias retenidas 1.268.261 1.268.261 0,00 Reserva ocasional inversiones 38.446 38.446 0,00 Reserva ocasional - calificacion 721.670 720.906 0,11 Otro resultado integral 16.207 14.685 10,36 Utilidad del ejercicio (81.952) 297.382-127, TOTAL PATRIMONIO 3.379.870 3.460.300-2,32 PASIVO NO CORRIENTE Obligaciones financieras 570.122 612.025-6,85 Obligación bonos 686.092 724.161-5,26 Obligaciones crédito Club Deal 1.949.930 2.001.556-2,58 Leasing LP 86.167 89.996-4,25 Obligaciones laborales 109.186 98.862 10,44 Litigios y demandas 4.150 4.202-1,24 Depósito fondo solidaridad 13.762 13.940-1,28 Impuesto diferido 735.171 683.425 7,57 TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 4.154.580 4.228.167-1,74 ACTIVO CORRIENTE Inventarios (neto) 99.256 97.705 1,59 Deudores (neto) 512.964 475.313 7,92 Otros activos 32.116 43.534-26,23 Inversiones renta fija 1.977 1.822 8,51 Operaciones con derivados 2.445 0 100,00 Disponible 216.838 364.318-40,48 Recaudo democratización 198 195 1,54 TOTAL ACTIVO CORRIENTE 865.794 982.888-11,91 PASIVO CORRIENTE Obligaciones financieras 400.240 310.486 28,91 Operaciones con derivados 139 0 100 Retenciones contractuales 11.242 12.688-11,40 Cuentas por pagar 167.067 285.460-41,47 Impuestos y contribuciones 22.962 16.773 36,90 Obligaciones laborales 5.888 18.624-68,38 Pasivos estimados 11.529 7.484 54,05 Otros pasivos 13.560 28.793-52,91 TOTAL PASIVO CORRIENTE 632.627 680.308-7,01 TOTAL PASIVO 4.787.207 4.908.475-2,47 TOTAL ACTIVOS 8.167.077 8.368.775-2,41 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 8.167.077 8.368.775-2,41 16
Estado de resultados A 30 de Junio de 2015 y 2016 (millones de pesos) Trimestral Acumulado 1T 2T 1S 2015 1S 2016 Variación % INGRESOS OPERACIONALES 877.914 603.499 1.226.425 1.481.413 21 Energía 870.974 601.664 1.220.234 1.472.638 21 Gas 3.470 31 2.842 3.501 23 Servicios técnicos 3.470 1.804 3.350 5.274 57 COSTOS DE VENTAS 752.133 443.877 616.719 1.196.010 94 Transacciones en bolsa 418.482 158.205 95.126 576.687 506 Cargos por uso y conexión al STN 66.026 67.005 105.941 133.031 26 CND, CRD S Y SIC 3.309 3.342 6.755 6.651-2 Transferencia Ley 99 / 93 9.533 11.258 28.544 20.791-27 Contribución FAZNI 4.022 5.226 8.808 9.248 5 Depreciación 59.695 57.787 115.744 117.482 2 Combustibles 123.211 62.151 130.010 185.362 43 Otros gastos operacionales 67.855 78.902 125.791 146.757 17 UTILIDAD BRUTA EN VENTAS 125.781 159.622 609.706 285.403-53 Otros ingresos 16.762 9.236 5.771 25.998 350 Gastos de administración (54.884) (35.492) (86.451) (90.376) 5 Otros gastos (83.630) 36.214 (6.525) (47.416) 627 Ingresos financieros 15.445 19.759 29.127 35.204 21 Gastos financieros (98.372) (136.496) (202.353) (234.868) 16 UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS (78.898) 52.843 349.275 (26.055) -107 PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA (32.510) (23.387) (137.554) (55.897) -59 UTILIDAD NETA (111.408) 29.456 211.721 (81.952) -139 MARGEN NETO -13% 5% 17% -6% -132 Relacionamiento con Inversionistas: Líneas: Medellín +57 (4) 325 79 79 / 325 79 78 Correo electrónico: ir@isagen.com.co