Informe Financiero Tercer trimestre del 23 A septiembre del año 23, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $1.488.420 millones, 19% superiores a los registrados en el mismo periodo del año 22. La utilidad neta obtenida durante los primeros nueve meses del año fue de $314.422 millones. A continuación, presentamos los principales hechos regulatorios ocurridos en el mercado energético, durante el tercer trimestre del año. Regulación Industria Las principales normas expedidas durante el tercer trimestre del año 23 fueron las siguientes: Por la cual se modifica la fecha de puesta en operación del proyecto de diseño, suministro, construcción, operación y mantenimiento de la subestación Sogamoso 500/230 kv y las líneas de transmisión asociadas, a cargo de ISA. Dicha fecha cambió del 30 de junio de 23 por el 20 de enero de 24. Resolución CREG 079 de 23 Modifica temas relacionados con las funciones propias del Ministerio de Minas y Energía y aquellas relacionadas con las dependencias que hacen parte de su estructura. Como parte de las funciones propias del MME, se modifica la relacionada con la definición de precios y tarifas de combustibles que se tenía, por la función de establecer los parámetros y la metodología para definir el precio de referencia de la gasolina motor, del ACPM y de los biocombustibles y de las mezclas de los anteriores. Decreto MME 1617 de 23 Entre las funciones adicionadas, se resalta la de adelantar las gestiones necesarias para dar continuidad al abastecimiento de hidrocarburos y combustibles, incluyendo gas natural, combustibles derivados y biocombustibles. Por otro lado, se ajustaron y establecieron nuevas funciones a las Oficinas de Asesoría Jurídica, Planeación y Gestión Internacional, de las Direcciones de Hidrocarburos, Minería Empresarial y Formalización Minera, del Despacho del Viceministro de Energía y de las subdirecciones de Talento Humano, administrativa y financiera; las cuales en general, están relacionadas con la actuación del MME en temas relacionados con combustibles y con aspectos administrativos que buscan mejorar y dejar clara la gestión que debe llevar a cabo la entidad. Informe Financiero Tercer trimestre del 23 1
Somete a consideración de los agentes la propuesta de reglas de operación del Mercado cuando se presenten situaciones que pongan en riesgo el abastecimiento confiable del sistema. El principal mecanismo para garantizar la sostenibilidad de la confiabilidad en el sistema es lo que se denomina Energía Vendida y Embalsada (EVE). Dicho mecanismo consiste en embalsar la energía equivalente a la generación hidráulica evitada en el despacho, producto del cumplimiento de la generación térmica requerida para garantizar las condiciones de confiabilidad del sistema y entregarla en un momento posterior. La cantidad de energía a vender y embalsar será calculada por el CND con base en la Generación Térmica Total que establezca el Análisis Energético. Este mecanismo se hará efectivo en el momento que se declare el inicio del Periodo de Riesgo de Desabastecimiento, el cual se dará en función de los niveles de alerta de tres índices: Propuesta de Resolución CREG 082 de 23 Índice ED: Energía Disponible, cuando la energía de corto plazo de las plantas hidráulicas y térmicas no sea suficiente para atender la demanda media proyectada. Índice PBP: Precio de Bolsa en Períodos de Punta, cuando no supere el precio de la térmica más costosa. Índice AE: Análisis Energético, cuando se identifiquen riesgos en el cubrimiento de la demanda, evaluados con el análisis energético. El cálculo de la Energía Disponible de las plantas hidráulicas tendrá como referencia la peor serie hidrológica presentada en la historia de cada planta y el nivel diario de cada embalse. Para el caso de las plantas térmicas se calculará con base en el Índice de Indisponibilidad Histórica diario, sin considerar los cubrimientos en el Mercado Secundario de Confiabilidad. Adicionalmente, propone que las exportaciones de energía sean limitadas durante la vigencia del Período de Riesgo de Desabastecimiento. Dichas exportaciones sólo se harán para suplir generación de seguridad en el país importador, haciendo uso de la generación de plantas térmicas operando con combustibles líquidos, que no se requieran en el despacho económico para cubrir demanda total doméstica o nacional. Esta nueva propuesta se diferencia de las anteriores en dos aspectos: la eliminación de las pruebas de calentamiento para las plantas térmicas y la eliminación de la discrecionalidad de la CREG para declarar Periodos de Riesgo de Desabastecimiento, al realizar una definición de reglas claras para la declaración de inicio de dichos Periodos. Reglamenta aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural y realiza la liberación del precio del gas natural puesto en punto de entrada al sistema nacional de transporte, a partir del 15 de agosto de 23, bajo las siguientes premisas: Resolución CREG 088 de 23 2 Informe Financiero Tercer trimestre del 23
La comercialización se efectuará conforme a las reglas establecidas por la CREG para el mercado mayorista de gas natural. Esta disposición no aplica para el gas del campo de Opón, teniendo en cuenta el volumen de producción contractualmente referenciado a él. Los contratos con cláusula de renegociación que se afecten con la liberación del precio de gas natural, deben ajustarse a lo dispuesto, en el sentido de que las cantidades asociadas a estos contratos se negociarán directamente en los tiempos y formas establecidos o podrá liquidarse de mutuo acuerdo entre las partes. Para aquellos contratos, que cuenten con precio de referencia el del campo Guajira, el Gestor del mercado calculará el precio promedio del gas, el cual será calculado por la CREG, mientras entra a operar el Gestor. Regula aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural. Esta Resolución contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones de suministro y transporte de gas natural utilizado efectivamente como combustible, que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario. En general, regula los siguientes temas: Resolución CREG 089 de 23 La comercialización de gas en el mercado primario. La estandarización de los contratos de la industria. El ordenamiento comercial para las transacciones en el mercado secundario. Las funciones y los criterios de selección del Gestor del Mercado como administrador e integrador de la información comercial y operativa del gas natural. Algunos aspectos operativos del mercado, como las variaciones (desviaciones) de salida. El Gestor del Mercado prestará los siguientes servicios: Diseñar, poner en funcionamiento y administrar el Boletín Electrónico Central -BEC-. Centralizar la información del mercado de gas. Gestionar las subastas del mercado primario. Gestionar las transacciones del mercado secundario. Elaborar reportes para seguimiento al mercado. Dentro de las motivaciones manifestadas por la CREG para expedir esta resolución se encuentra la necesidad de dar una mayor liquidez al mercado secundario de gas natural en Colombia, motivo por el cual se incorporan en la norma instrumentos para: i) mejorar la disponibilidad de información; ii) mejorar la liquidez a través de la fijación de requisitos mínimos en los contratos; y iii) buscar que los participantes en este mercado estén sometidos a la regulación y a la inspección, vigilancia y control por parte de las entidades competentes. Informe Financiero Tercer trimestre del 23 3
Adicionalmente, la norma permite la participación de usuarios no regulados directamente en el mercado primario de gas natural; mientras que en el mercado secundario pueden participar siempre y cuando estén representados por un comercializador debidamente registrado ante el Gestor del Mercado. Publicación de documento donde se evalúan las asignaciones de energía en firme de períodos 23-24, la posible realización de una Subasta de Reconfiguración de Compra o Venta y la asignación de Obligaciones de Energía Firme para los períodos 26-27, 27-28 y 28-29. Una vez realizado el análisis se adoptan las siguientes recomendaciones: i) no se requiere convocar subasta de reconfiguración para el período 23-24, y ii) no se requiere convocar subasta de reloj descendente, es decir, la asignación de esos periodos será por prorrata y se recomienda realizar el análisis de asignación de OEF con un Periodo de Planeamiento de cinco años en el 24. Circular CREG 046 de 23 Es de anotar, que en los estimados que hizo la CREG, no considera la ENFICC de Termocol y la metodología de análisis consistió en evaluar el balance entre Energía Firme- ENFICC y la Demanda Objetivo. Resolución CREG 122 de 23 y CREG 130 de 23 Establecen la negociación directa como mecanismo para la comercialización de gas natural en el mercado primario en el año 23, definen el cronograma para las negociaciones y para la aplicación del mecanismo de transición del proceso úselo o véndalo de transporte de largo plazo de este mismo año. 4 Informe Financiero Tercer trimestre del 23
Mercado Energético Demanda Nacional de Energía Generación de Energía ISAGEN Precio Promedio Bolsa a septiembre 23 Precio Promedio Contratos a septiembre 23 2,9% 8% 172,4 $/kwh 125,5 $/kwh Demanda de energía En lo corrido del año 23, la Demanda Nacional de Energía ha sido de 45.379 GWh, lo cual ha representado un crecimiento del 2,9% frente a la registrada en el mismo periodo del año 22, que se ubicó en 44.286 GWh. El crecimiento de la demanda de energía regulada acumulada a septiembre de 23 fue de 3,3%, mientras que el crecimiento de la demanda de energía no regulada fue de 2,3%. Demanda GWh 22 23 No. Días Demanda Demanda No. Días Promedio GWh Día Seguimiento acumulado del año Demanda Promedio Día Crecimiento 23 / 22 % Comerciales 30.747 183 168,0 31.587 183 172,6 2,7 Sábados 6.196 39 158,9 6.198 38 163,1 2,7 Dom. - Festivos 7.344 52 141,2 7.593 52 146,0 3,4 Total Mes 44.286 274 161,6 45.379 273 166,2 2,9 Fuente: XM En los últimos doce meses (octubre 22 septiembre 23), la demanda de energía eléctrica en Colombia fue de 60.463 GWh, presentándose un crecimiento del 3,1% frente a la demanda presentada en el periodo octubre 21 - septiembre 22, que fue de 58.837 GWh. Demanda Nacional de energía (GWh) Acumulado Septiembre 22 44.286 23 45.379 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Demanda Nacional 22 4.807 4.631 5.034 4.725 5.033 4.894 5.034 5.104 5.025 Demanda Nacional 23 5.025 4.610 5.033 5.106 5.163 4.955 5.206 5.196 5.085 Fuente: XM - Neón Informe Financiero Tercer trimestre del 23 5
Precios de mercado Durante el año 23, los precios promedios de bolsa han estado por encima de los presentados en el año 22, esto debido a menores aportes hídricos y al bajo nivel en las reservas del SIN respecto al promedio histórico, requiriendo el aumento en la generación térmica. En el mes de julio se presentó el nivel de precios más alto del año, debido a la caída en los aportes hídricos a niveles inferiores al promedio histórico., En los meses de agosto y septiembre el precio promedio de bolsa empieza a caer en respuesta al incremento a los aportes hídricos respecto al mes anterior y su efecto en el nivel de las reservas. Precio de bolsa ($/kwh) 185,0 182,2 137,7 234,3 139,1 141,2 236,5 151,9 143,8 54,2 78,5 119,8 57,5 47,0 87,4 78,6 139,3 183,6 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre PRECIO BOLSA 22 PRECIO BOLSA 23 Precio contratos MEM ($/kwh) 126,0 126,2 124,1 126,6 123,8 125,1 127,6 125,3 125,0 121,7 122,1 121,0 120,5 119,3 118,5 118,0 120,4 122,0 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre PRECIO CONTRATOS 22 PRECIO CONTRATOS 23 Fuente: XM - Neón 6 Informe Financiero Tercer trimestre del 23
Generación de energía La generación acumulada de ISAGEN a septiembre de 23 fue de 7.711 GWh, 8% superior a la registrada en el mismo periodo del año 22. Esta generación representó el 17% del total de la Demanda Nacional. Acumulado Septiembre 22 7.135 23 7.711 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Generación 22 988 839 849 880 1.103 663 624 533 655 Generación 23 872 799 951 784 886 872 744 913 890 Fuente: XM - Neón El incremento en la generación de la Compañía se dio gracias al aporte de la central térmica Termocentro, la cual durante lo corrido del año ha tenido una participación significativa dentro de la generación total de ISAGEN (17% de la generación total), respaldando de este modo la operación comercial ante los altos precios del mercado y los menores niveles de generación hidroeléctrica. El siguiente gráfico muestra cómo ha sido la generación por cada central, resaltando la disminución en la generación hídrica, principalmente por la central San Carlos y el aumento importante en la generación de Termocentro. Generación de las centrales de ISAGEN (GWh) Amoyá Calderas 163,1-55,5 57,1 Acumulado Septiembre 22 Acumulado Septiembre 23 Termocentro Jaguas Miel I 253,1 503,6 629,2 1.093,8 1.345,3 1.182,0 San Carlos 4.550,0 5.3,7 0 Fuente: XM - Neón Informe Financiero Tercer trimestre del 23 7
La menor generación hidráulica obedece principalmente a los bajos aportes y reservas del SIN en lo corrido del año, respecto al nivel presentado en años anteriores, donde las zonas de Antioquia y Oriente han sido las más afectadas, especialmente en el mes de julio donde se presenta la menor generación de ISAGEN de lo corrido del año 23. En el siguiente gráfico se puede evidenciar la evolución de los aportes hídricos al SIN desde el año 2000, donde se puede observar que durante el año 23 los aportes hídricos han estado por debajo de los niveles históricos. Aportes hídricos al SIN (% media) 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0 Fuente: XM - Neón 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 La siguiente gráfica presenta las reservas mensuales de energía del SIN en GWh, donde se aprecia que las reservas registradas en lo corrido del año 23 se han ubicado entre las más bajas de los últimos años. Las barras amarillas representan el tercer trimestre de cada año desde 2006: Reservas del SIN (GWh) 16.000,00 14.000,00 12.000,00 10.000,00 GWh 8.000,00 6.000,00 4.000,00 2.000,00 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 Fuente: XM - Neón 8 Informe Financiero Tercer trimestre del 23
Resultados Tercer trimestre 23 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales Utilidad Operacional EBITDA Utilidad Neta 41% 15% 13% 24% 21% 7% PRINCIPALES CIFRAS 1T 23 2T 23 3T 23 3T 22 % VARIACIÓN Generación (GWh) 2.622 2.542 2.547 1.813 41 Ingresos operacionales (Millones $) 494.864 508.742 484.814 422.155 15 Costos operacionales (Millones $) 302.539 333.690 340.979 302.898 13 Utilidad Operacional (Millones $) 167.297 147.885 118.213 94.961 24 Margen Operacional 34% 29% 24% 22% - EBITDA (Millones $) 192.790 173.803 146.967 121.322 21 Margen EBITDA 39% 34% 30% 29% - Provisión Impuesto de Renta (Millones $) (44.029) (34.528) (21.4) (4.789) 347 Utilidad Neta (Millones $) 110.891 109.852 93.677 87.954 7 Margen neto 22% 22% 19% 21% - Ingresos operacionales INGRESOS OPERACIONALES 1T 23 2T 23 3T 23 3T 22 % VARIACIÓN Contratos Nacionales 332.345 344.942 347.792 316.256 10 Contratos Internacionales 58.295 77.217 44.111 40.548 9 Transacciones en Bolsa 68.624 56.394 74.489 28.029 166 AGC 22.336 11.598 10.546 17.048-38 Desviaciones 265 240 220 228-4 Gas 11.504 16.483 6.113 17.998-66 Servicios Técnicos 1.495 1.868 1.542 2.047-25 TOTAL 494.864 508.742 484.814 422.155 15 Los ingresos operacionales obtenidos en el tercer trimestre de 23 fueron de $484.814 millones, levemente inferiores a los obtenidos en los trimestres anteriores del presente año, pero 15% superiores a los obtenidos en igual trimestre del año anterior. Los siguientes son los principales hechos que incidieron en los ingresos: Informe Financiero Tercer trimestre del 23 9
Las ventas en contratos vienen creciendo progresivamente durante el año, alcanzando en el tercer trimestre un crecimiento del 10% respecto al mismo período del año anterior. Este crecimiento se refleja principalmente en el incremento de las ventas al mercado mayorista. Los ingresos por ventas de energía a Venezuela, aun cuando fueron superiores a las obtenidas en igual trimestre del año anterior, se vieron reducidas respecto a las registradas en los trimestres anteriores. Esto obedece al mantenimiento de la central térmica Termotasajero, el cual afecta el volumen de exportaciones hacia Venezuela por la línea El Corozo - San Mateo, como también a las adecuaciones que se han venido realizando en territorio venezolano a la interconexión Cuestecitas - Cuatricentenario. Ventas a Venezuela 1T 22 2T 22 3T 22 4T 22 1T 23 2T 23 3T 23 Millones $ 19.247 33.374 40.548 35.182 58.295 77.217 44.111 GWh 61,85 116,20 150,77 149,70 200,30 277,30 179,20 Los ingresos por ventas en el mercado spot, se incrementaron significativamente respecto al mismo trimestre del año anterior, producto de la mayor generación y mayor precio de la energía en bolsa. Los ingresos por venta de gas decrecieron el 66% en el tercer trimestre respecto al mismo período de 22 y también fueron inferiores a los dos primeros trimestres del año. Esto se debe al uso de la mayoría del gas comprado para la generación de Termocentro, reduciéndose el gas disponible para vender en el mercado secundario. Ingresos Operacionales 3T 22 Ingresos Operacionales 3T 23 7% Transacciones en Bolsa 4% AGC 4% Gas 1% Otros 15% Transacciones en Bolsa 2% AGC 1% 0,4% Gas Otros 10% Contratos Internacionales 9% Contratos Internacionales 75% Contratos Nacionales 72% Contratos Nacionales Fuente: ISAGEN 10 Informe Financiero Tercer trimestre del 23
Costos operacionales COSTOS OPERACIONALES 1T 23 2T 23 3T 23 3T 22 % VARIACIÓN Compras de energía 104.176 129.063 126.639 123.737 2 Cargos por uso y conexión al STN 56.267 61.058 57.052 57.506-1 CND, CRD S Y SIC 2.003 2.047 1.918 1.703 13 Transferencia (Ley 99/93) 9.584 9.380 9.259 6.595 40 Contribución FAZNI 3.009 2.911 2.914 2.169 34 Depreciación 23.847 24.000 26.924 24.107 12 Combustibles 63.317 61.3 67.827 42.242 61 Otros costos operacionales 40.336 44.218 48.446 44.839 8 TOTAL 302.539 333.690 340.979 302.898 13 Los costos operacionales en el tercer trimestre de 23 fueron de $340.979 millones, 13% superiores a los registrados en igual periodo de 22. Los siguientes son los hechos más representativos del trimestre, relacionados con los costos Las compras de energía en el tercer trimestre presentan crecimiento del 2% respecto a igual periodo de 22. Este rubro está compuesto de la siguiente manera: 1T 23 2T 23 3T 23 3T 22 % VARIACIÓN COMPRAS DE ENERGÍA 104.176 129.063 126.639 123.737 2 Compras de energía 55.447 70.640 80.947 93.987-14 Devolución de cargo por confiabilidad 26.039 27.419 22.820 3.359 579 Restricciones y otros 22.689 31.004 22.872 26.391-13 Se sigue presentando un nivel alto de compras de energía, necesarias para dar cumplimiento a los compromisos comerciales adquiridos por la Compañía, esto debido a los desbalances horarios entre la energía generada y la energía vendida y a los niveles en los que se han ubicado los precios de bolsa. En el mes de julio de 23, ISAGEN compró la mayor cantidad de energía, siendo el mes con la menor generación del trimestre y con el precio spot promedio más alto de lo corrido del año ($236,5/kWh). Aun cuando el costo de las compras de energía es representativo, la optimización en la operación horaria en la bolsa ha permitido que se tenga un efecto positivo en el resultado operacional neto del trimestre al comprarse menor energía de la presupuestada. Informe Financiero Tercer trimestre del 23 11
Otro ítem representativo dentro de compras de energía es la devolución del Cargo por Confiabilidad. Este costo se incrementa debido a la mayor generación de energía, lo cual conlleva a una mayor devolución al sistema del valor recaudado por concepto de Cargo en comparación con las Obligaciones de Energía Firme asignadas a las plantas de ISAGEN. Los egresos por combustibles representaron el 20% del total de los costos operacionales del trimestre. Este incremento está explicado por el mayor requerimiento de combustible para la generación de la planta Térmica, la cual ha permitido soportar la operación comercial y recuperar los costos de la firmeza del gas. Costos Operacionales 3T 22 Costos Operacionales 3T 23 15% Otros costos operacionales 3% Transferencias de Ley y otros 41% Compras de energía 14% Otros costos operacionales 4% Transferencias de Ley y otros 37% Compras de energía 14% Combustibles 20% Combustibles 8% Depreciación 19% Cargos por uso y conexión al STN 8% Depreciación 17% Cargos por uso y conexión al STN Fuente: ISAGEN 12 Informe Financiero Tercer trimestre del 23
Resultados acumulados a septiembre de 23 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales Utilidad Operacional EBITDA Utilidad Neta 8% 19% 21% 16% 13% 2% PRINCIPALES CIFRAS Acumulado septiembre 23 Acumulado septiembre 22 % VARIACIÓN Generación (GWh) 7.711 7.135 8 Ingresos operacionales (Millones $) 1.488.420 1.254.589 19 Costos operacionales (Millones $) 977.208 810.393 21 Utilidad Operacional (Millones $) 433.396 373.831 16 Margen Operacional 29% 30% - EBITDA (Millones $) 513.560 455.866 13 Margen EBITDA 35% 36% - Provisión Impuesto de Renta (Millones $) (99.958) (50.446) 98 Utilidad Neta (Millones $) 314.422 321.868-2 Margen neto 21% 26% - Ingresos operacionales INGRESOS OPERACIONALES Acumulado septiembre 23 Acumulado septiembre 22 % VARIACIÓN Contratos Nacionales 1.025.079 958.963 7 Contratos Internacionales 179.623 93.169 93 Transacciones en Bolsa 199.507 113.854 75 AGC 44.480 19.721 126 Desviaciones 725 659 10 Gas 34.100 62.214-45 Servicios Técnicos 4.904 6.008-18 TOTAL 1.488.418 1.254.588 19 En lo corrido del año, los ingresos operacionales han crecido un 19% respecto a igual periodo del año anterior. Los siguientes son los principales hechos que influenciaron este resultado: Informe Financiero Tercer trimestre del 23 13
La venta de energía en contratos nacionales creció 7% respecto al año 22, básicamente por mayores ventas de energía a clientes mayoristas con destino al mercado regulado. Este rubro representa el 69% de los ingresos operacionales totales. Las ventas de energía a Venezuela se incrementaron 93%, aun cuando en el tercer trimestre las transferencias de energía estuvieron limitadas por el mantenimiento de Termotasajero y de la línea Cuestecitas - Cuatricentenario. En todo caso, ha continuado el incremento en los requerimientos de energía por parte del vecino país. Este rubro representa el 12% de los ingresos operacionales totales de la Compañía. Como se ha mencionado, los ingresos por ventas de gas han sido inferiores a los obtenidos durante el año pasado, debido al mayor consumo de la planta térmica. En concordancia con una mayor generación de energía y mayores precios en el mercado spot, los ingresos por ventas en bolsa se han incrementado el 75%, adicionalmente impulsado por optimización horaria de la operación comercial. En lo corrido del año 23, ISAGEN ha prestado el servicio de AGC (Regulación Secundaria de Frecuencia), lo cual ha representado para la compañía ingresos adicionales de $44.480 millones y que representa el 3% de los ingresos operacionales totales. Ingresos Operacionales acumulado septiembre 22 Ingresos Operacionales acumulado septiembre 23 1,6% AGC 9% Transacciones en Bolsa 5% Gas 1% Otros 13% Transacciones en Bolsa 3% AGC 2% Gas 0,4% Otros 7% Contratos Internacionales 12% Contratos Internacionales 76% Contratos Nacionales 69% Contratos Nacionales Fuente: ISAGEN 14 Informe Financiero Tercer trimestre del 23
Costos operacionales COSTOS OPERACIONALES Acumulado septiembre 23 Acumulado septiembre 22 % VARIACIÓN Compras de energía 359.878 278.798 29 Cargos por uso y conexión al STN 174.376 167.181 4 CND, CRD S Y SIC 5.968 5.199 15 Transferencia (Ley 99/93) 28.223 26.6 6 Contribución FAZNI 8.834 8.392 5 Depreciación 74.771 75.244-1 Combustibles 192.157 124.377 54 Otros costos operacionales 133.0 124.6 7 TOTAL 977.208 810.393 21 A septiembre de 23, los costos operacionales ascendieron a $977.208 millones, 21% superiores a los costos registrados en igual periodo del año anterior. Este incremento se explica principalmente por los siguientes hechos: Las compras de energía muestran crecimiento del 29% respecto al año anterior. Este rubro se descompone de la siguiente manera: Acumulado septiembre 23 Acumulado septiembre 22 % VARIACIÓN COMPRAS DE ENERGÍA 359.877 278.798 29 Compras de energía 207.034 131.344 58 Devolución de cargo por confiabilidad 76.278 61.330 24 Restricciones y otros 76.565 86.124-11 Las compras de energía en el mercado spot necesarias para dar cumplimiento a los compromisos comerciales adquiridos por la Compañía, crecieron 58% aun cuando la generación de energía ha sido superior en un 8% respecto al año anterior. Esto se debe a las necesidades de cubrir los desbalances horarios entre la energía generada y la energía vendida. El incremento en el costo por devolución del cargo por confiabilidad crece 24% acorde con un mayor volumen de energía generada en lo corrido del año. El costo por concepto de combustible se incrementó 54% dada la mayor necesidad de combustible para operar la planta térmica, la cual ha venido operando constantemente durante lo corrido del año, debido a la menor generación hidroeléctrica del país y mayor precio de bolsa. Informe Financiero Tercer trimestre del 23 15
Costos Operacionales acumulado septiembre 22 Costos Operacionales acumulado septiembre 23 15% Otros costos operacionales 5% Transferencias de Ley y otros 35% Compras de energía 13% Otros costos operacionales 4% Transferencias de Ley y otros 37% Compras de energía 15% Combustibles 20% Combustibles 9% Depreciación 21% Cargos por uso y conexión al STN 8% Depreciación 18% Cargos por uso y conexión al STN Fuente: ISAGEN Utilidad operacional y EBITDA La constante en lo corrido del año ha sido un alto nivel de compras en el mercado spot y mayor generación térmica, como consecuencia de afluencias hidrológicas por debajo de los niveles históricos, los bajos niveles de las reservas del SIN y mayores precios de bolsa. Estos eventos han marcado los resultados operacionales obtenidos en lo corrido del año 23, sin embargo, la optimización en la operación horaria en la bolsa sumado a los mayores ingresos por venta de energía a Venezuela, así como los precios de los contratos de venta, ha permitido que se tenga un efecto positivo en el resultado operacional neto. Es así que, como resultado operacional acumulado, ISAGEN registró una utilidad operacional de $433.396 millones, 16% superior a la obtenida a septiembre de 22 y un EBITDA de $513.560 millones superando en 13% el obtenido a septiembre de 22. 16 Informe Financiero Tercer trimestre del 23
EBITDA y margen EBITDA 43% 39% 38% 36% 34% 30% 29% 35% 180.147 192.790 154.397 173.803 121.322 146.967 455.866 513.560 1T 2T 3T Acumulado Septiembre 22 23 22 23 Utilidad Operacional y margen Operacional 36% 34% 31% 30% 29% 22% 29% 24% 152.581 167.297 126.289 147.885 94.961 118.213 373.831 433.396 1T 2T 3T Acumulado Septiembre 22 23 22 23 Fuente: ISAGEN Informe Financiero Tercer trimestre del 23 17
Utilidad neta Utilidad neta y margen neto Al igual que en los dos trimestres anteriores, 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. 29% 27% 22% 22% 122.123 110.891 111.799 109.852 21% 19% 87.954 93.677 26% 21% 321.868 314.422 1T 2T 3T Acumulado Septiembre 22 23 22 23 Fuente: ISAGEN En el siguiente cuadro se detalla la provisión del impuesto de renta registrada en lo corrido del año 23. Provisión Impuesto de renta Ordinario CREE Diferido Total Trimestre 1 26.883 13.470 3.676 44.029 Trimestre 2 17.281 11.602 5.644 34.527 Trimestre 3 6.165 8.203 7.033 21.4 Total 50.329 33.275 16.353 99.957 Fuente: ISAGEN Los valores contenidos en los cálculos, corresponden al valor acumulado por impuesto de renta a septiembre 30 de 23, calculado con base en las rentas líquidas fiscales obtenidas aplicando los diferentes conceptos de depuración fiscal así: El Impuesto de renta ordinario corresponde al 25% de la renta líquida gravada determinada por la empresa en lo corrido del año gravable, y que tiene para el Gobierno destinación general. El impuesto de renta CREE corresponde al nuevo impuesto creado por el Gobierno en la Ley 1607 de 22, el cual establece una tarifa del 9% sobre la renta líquida gravable sin incluir las deducciones especiales por ciencia y tecnología, inversión por activos fijos productivos, donaciones, entre otras. Dicho impuesto para el Gobierno tiene una destinación específica que es la financiación de entidades como el ICBF y SENA y el sector salud. El impuesto diferido reconoce en la contabilidad las diferencias que se presentan en el cálculo de impuesto de renta ordinario y CREE, por la aplicación de diferentes tratamientos que se depuran en la utilidad contable para la determinación de la renta líquida gravable en el periodo y los cuales pueden llegar a afectar el impuesto de renta a pagar futuro, estas diferencias pueden arrojar un menor o mayor impuesto a pagar, los cuales se reconocen en P&G y en cuenta de activo y pasivo diferidos según corresponda. 18 Informe Financiero Tercer trimestre del 23
Balance general Activos El activo total de ISAGEN creció 3.3% durante el tercer trimestre de 23. Se destacan los siguientes movimientos: Liquidación costos de activos en construcción a activos en operación por $95.343 millones correspondientes a los proyectos Manso y Amoyá que entraron en operación comercial en Junio. En total se llevó a activos en operación por este concepto $527.394 millones. Capitalización costos a proyectos en el trimestre por $249.134 millones y en lo corrido del año $630.735 millones. Activos Corte Septiembre 23 Corte Junio 23 Corte Diciembre 22 % Variación Trimestral Activo Corriente 839.457 789.922 782.073 6,3 Activo No Corriente 5.830.758 5.645.409 5.320.452 3,3 Valorizaciones 638.993 638.524 639.740 0,1 TOTAL ACTIVO 7.309.208 7.073.855 6.742.265 3,3 Pasivo y Patrimonio En cuanto al pasivo total, este creció 4,1% durante el tercer trimestre de 23. Las principales variaciones corresponden a: Con base en la decisión del Consejo de Estado respecto del Laudo proferido dentro del proceso arbitral derivado de la construcción de la Central Hidroeléctrica Miel I, ISAGEN procedió a realizar pago por la suma de $125.334 millones, en favor de las empresas Constructora Norberto Odebrecht, Almstom y Kvaerner Energy. La realización de este pago no afecta en manera alguna los Estados Financieros de la Compañía, toda vez que dicha suma había sido provisionada en su totalidad desde el ejercicio del año 20 y actualizada contablemente, mes a mes, hasta la fecha. Se pagaron intereses financieros correspondientes a la deuda contratada para el proyecto Sogamoso así: Leasing financiero de maquinaria y equipo por $3.465 millones. Bonos de deuda pública por $37.712 millones. Crédito Club Deal por $15.408 millones Se recibieron desembolsos correspondientes a la deuda contratada para el proyecto Sogamoso así: Leasing financiero de maquinaria y equipo por $34 millones. ECA - Banco Santander España / Hermes por $45.294 millones. Crédito Club Deal por $240.402 millones Se realizó abono a capital del Club Deal contratado para el proyecto Sogamoso por $8.690 millones Pasivo y Patrimonio Corte Septiembre 23 Corte Junio 23 Corte Diciembre 22 % Variación Trimestral Pasivo 3.553.393 3.412.185 3.111.208 4,1 Patrimonio 3.755.815 3.661.670 3.631.057 2,6 Informe Financiero Tercer trimestre del 23 19
Balance general a 30 de septiembre de 23 y diciembre de 22 (Millones de pesos) ACTIVO SEPTIEMBRE 23 Diciembre 22 Variación % PASIVO Y PATRIMONIO SEPTIEMBRE 23 Diciembre 22 Variación % ACTIVO CORRIENTE DISPONIBLE 372.325 178.118 109 RECAUDO DEMOCRATIZACIÓN 211 208 1 INVERSIONES PORTAFOLIO 2.633 65 3951 DEUDORES 325.676 373.286-13 GASTOS PAGADOS POR 40.237 13.817 191 ANTICIPADO INVENTARIOS 88.485 84.591 5 DERECHOS EN FIDEICOMISO 291 120.125-99,8 OTROS ACTIVOS 9.599 11.863-19 TOTAL ACTIVO CORRIENTE 839.457 782.073 7,34 ACTIVO NO CORRIENTE DEUDORES CLIENTES 0 1.976-100 DIFÍCIL COBRO 1.435 2.409-40 OTROS 22.785 19.225 19 ANTICIPOS Y AVANCES 118.084 182.687-35 PROYECTOS PROVISIÓN DEUDORES (1.435) (4.384) -67 140.869 2.913-30 INVERSIONES 509 519-2 PROPIEDADES PLANTA Y 5.550.679 4.968.707 12 EQUIPO, NETO 5.551.188 4.969.226 12 DIFERIDOS Y OTROS ACTIVOS CARGOS DIFERIDOS 33.537 36.438-8 OTROS ACTIVOS 29.061 37.431-22 BIENES ADQ LEASING 76.103 75.444 1 138.7 149.313-7 TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 5.830.758 5.320.452 10 VALORIZACIONES 638.993 639.740-0,117 TOTAL ACTIVOS 7.309.208 6.742.265 8,4 PASIVO CORRIENTE OBLIGACIONES FINANCIERAS 97.573 49.884 96 PRIMA EMISION DE BONOS 6.232 6.232 0 CUENTAS POR PAGAR 364.5 300.697 21 IMPUESTOS Y 45.670 49.878-8 CONTRIBUCIONES OBLIGACIONES LABORALES 17.418 10.633 64 PASIVOS ESTIMADOS 94.977 12.583 655 OTROS PASIVOS 53.117 62.934-16 TOTAL PASIVO CORRIENTE 679.488 492.841 38 PASIVO NO CORRIENTE OBLIGACIONES FINANCIERAS 589.052 488.737 21 EXTERIOR OBLIGACION BONOS 850.000 850.000 0 PRIMA BONOS 36.291 41.022-12 OBLIGACIONES CREDITO CLUB 851.102 669.178 27 DEAL LEASING LP 76.103 75.444 1 IMPUESTO AL PATRIMONIO 0 30.321-100 OBLIGACIONES LABORALES 64.111 64.111 0 RETENCIONES 45.290 46.306-2 CONTRACTUALES LITIGIOS Y DEMANDAS 2.265 1.176 92,6 CUENTAS POR PAGAR 0 7.406-100 DEPOSITO FONDO 1.038 1.2 3 SOLIDARIDAD IMPUESTO DIFERIDO 358.653 343.654 4 TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 2.873.905 2.618.367 9,8 TOTAL PASIVO 3.553.393 3.111.208 14,2 CAPITAL SOCIAL Autorizado:2.726.072.000 acciones comunes de valor unitario de $25 SUSCRITO Y PAGADO 68.152 68.152 0 RESERVA ART.130 E.T 755.188 699.059 8 RESERVA LEGAL 51.134 51.134 0 SUPERÁVIT DE CAPITAL 49.344 49.344 0 REVALORIZACIÓN DEL 1.113.794 1.113.794 0 PATRIMONIO RESERVA OCASIONAL 784.187 568.330 38 INVERSIONES UTILIDAD DEL EJERCICIO 314.422 460.903-32 EFECTO CAMBIO PGCP-AMORT -19.399-19.399 0 ACUM SUPERÁVIT POR VALORIZACION 638.993 639.740-0,12 TOTAL PATRIMONIO 3.755.815 3.631.057 3,4% TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 7.309.208 6.742.265 8,4 20 Informe Financiero Tercer trimestre del 23
Estado de resultados a 30 de septiembre de 22 y 23 (Millones de pesos) Trimestral 23 1T 2T 3T SEPTIEMBRE 22 Acumulado SEPTIEMBRE 23 Variación % INGRESOS OPERACIONALES 494.864 508.741 484.814 1.254.589 1.488.420 19 Energía 481.866 490.390 477.159 1.186.367 1.449.415 22 Gas 11.504 16.483 6.113 62.214 34.100-45 Servicios técnicos 1.494 1.868 1.542 6.008 4.905-18 COSTOS DE VENTAS 302.539 333.690 340.979 810.393 977.208 21 Compras de energía 104.176 129.063 126.639 278.798 359.878 29 Cargos por uso y conexion al STN 56.267 61.058 57.052 167.181 174.376 4 CND, CRD S Y SIC 2.003 2.047 1.918 5.199 5.968 15 Transferencia Ley 99 / 93 9.584 9.380 9.259 26.6 28.223 6 Contribución FAZNI 3.009 2.911 2.914 8.392 8.834 5 Depreciación 23.847 24.000 26.924 75.244 74.771-1 Combustibles 63.317 61.3 67.827 124.377 192.157 54 Otros gastos operacionales 40.336 44.218 48.446 124.6 133.0 7 UTILIDAD BRUTA 192.325 175.051 143.835 444.196 511.212 15 GASTOS OPERACIONALES DE ADMINISTRACIÓN 25.028 27.166 25.622 70.365 77.816 11 UTILIDAD OPERACIONAL 167.297 147.885 118.213 373.830 433.396 16 MARGEN OPERACIONAL 34% 29% 24% 30% 29% INGRESOS NO OPERACIONALES Intereses 5.836 4.390 3.122 25.555 13.347-48 Portafolio 31 29 5 102 66-35 Diferencia en Cambio - 165 1.244 3.325 1.412-58 Otros ingresos 5.207 4.729 4.045 13.342 13.981 5 11.074 9.313 8.416 42.319 28.806-32 GASTOS NO OPERACIONALES Intereses 8.591 10.550 7.986 32.399 27.127-16 Portafolio - 847-331 847 156 Diferencia en Cambio 3.515 (2.345) 1.110 344 2.283 564 Otros gastos 11.345 3.766 2.455 10.759 17.565 63 23.451 12.818 11.551 43.833 47.822 9 UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 154.920 144.380 115.078 372.316 414.380 11 PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA (44.029) (34.528) (21.4) (50.446) (99.958) 98 UTILIDAD NETA 110.891 109.852 93.677 321.868 314.422-2 Margen neto 22% 22% 19% 26% 21% Informe Financiero Tercer trimestre del 23 21