Informe Financiero Tercer 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, especialmente en lo concerniente a la norma de estados financieros intermedios. A septiembre de 2015, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $1.903.036 millones y el EBITDA fue de $935.098 millones, ambos superiores a los registrados en el mismo periodo del año anterior en un 12% y 88% respectivamente. La utilidad neta acumulada a septiembre fue de $266.366 millones, 3% inferior a la obtenida el año pasado. En el presente informe presentaremos los principales cambios regulatorios ocurridos durante el tercer trimestre, como ha sido el comportamiento del mercado energético y los resultados financieros del tercer trimestre y acumulados. Regulación de la industria Modifica la Resolución CREG 089 de 2013 de comercialización de gas en cuanto al cobro de compensaciones por parte de los transportadores por desbalances y variaciones de salida, así: Resolución CREG 088 de 2015 Para aquellos casos en los que los consumos reales de un agente sean inferiores a lo programado en más del 5%, el transportador limitará la cantidad de gas que se puede solicitar al siguiente día de manera que se consuma el gas dejado en el gasoducto. Para el caso contrario, el gas consumido en exceso se deberá reponer dentro de las 48 horas siguientes, de no hacerlo el agente, el transportador comprará el gas y le trasladará el costo. Se define el cobro de compensaciones por variaciones de salida mayores al 5% únicamente cuando un tercero no pueda consumir el gas solicitado como consecuencia de estas. Para los grandes consumidores (consumo mayor a 5000 KPCD) se calcularán variaciones horarias de salida, excepto para distribuidores y Gas Natural Vehicular para quienes el cálculo será diario. Establece que los consejos Nacionales de Operación de Gas y Electricidad deben construir un protocolo de coordinación para los dos sectores. 1
Resolución CREG 105 de 2015 Modifica el mecanismo de indexación de precios para los contratos de suministro de gas natural con duración de cinco o más años. Para ello define un nuevo indexador que considera la variación del precio internacional del petróleo (West Texas Intermediate -WTI) y el índice de precios al productor de los Estados Unidos, estos dos indicadores se ponderarán con un factor que podrá ser negociado por las partes, en caso de que no haya acuerdo se debe usar el factor publicado por la CREG. En esencia, las propuestas son las siguientes: 1. Se abre la posibilidad para que la CREG pueda convocar discrecionalmente Subastas de Obligaciones de Energía Firme (OEF), con el fin de incorporar nueva generación que tenga a lo sumo costos variables iguales al 80% del Precio de Escasez. Con esa acción, se buscaría reemplazar firmeza de plantas costosas como las que tienen líquidos (de costo variable superior al Precio de Escasez) por oferta más competitiva. Proyecto de Resolución CREG 109 de 2015 - Ajustes al cargo por confiabilidad 2. Modificar la forma de asignación de OEF para las plantas existentes, en situaciones de exceso de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) para el sistema. Actualmente, la regla consiste en asignar con una regla de prorrata a todos los generadores existentes en función de la ENFICC de cada uno. La CREG presenta dos alternativas (excluyentes entre sí) para llevar a cabo la modificación a dicha asignación: a) Asignar a prorrata en función de los precios promedio de oferta en Bolsa de Energía del último año de los recursos de generación, siempre y cuando tengan un precio promedio de oferta en Bolsa inferior al precio promedio del Precio de Escasez. En caso de requerir asignar más OEF, el resto, se asigna a prorrata de aquellos generadores con precios de oferta mayores al Precio de Escasez. La intención de esta alternativa es privilegiar la asignación de OEF a generadores de menores costos variables y solo asignar a generadores termoeléctricos costosos en caso de ser necesario. b) Hacer anualmente asignaciones por medio de una Subasta de Sobre Cerrado. En ese caso, todos los generadores compiten en el mercado poniendo su mínimo precio al cual estarían dispuestos a ser asignados con OEF. El precio de cierre es el precio del último generador aceptado. En esta alternativa, podrían presentarse nuevos proyectos de generación, que podrían ofrecer primas menores a las de un generador existente. 2
Mediante esta Resolución se adoptan las reglas para la participación de las Plantas no Despachadas Centralmente en el Cargo por Confiabilidad y busca homologar el tratamiento de la firmeza para todas las plantas del SIN. Resolución CREG 138 de 2015 Con esta norma, se hacen modificaciones importantes a la forma de remuneración de las Plantas No Despachadas Centralmente (menores a 20 MW) (PNDC), pero en especial, para las plantas con capacidad efectiva superior o igual a 5 MW y menor a 20 MW. Solo las plantas de pequeño porte (menores a 5 MW), podrán continuar beneficiándose de la estructura de pagos actual en el Mercado de Energía Mayorista sin mayores inconvenientes. Las plantas entre 5 y 20 MW tendrán que declarar una ENFICC calculada de forma similar a la de las plantas mayores y además, para evitar ser sujetas de recaudo de Cargo por Confiabilidad, deberán asegurarse que la generación real de la planta no se aparte más de un +/- 5% de la disponibilidad diaria declarada (generación esperada) en la Bolsa de Energía. Para el primer año de aplicación de la norma, se admitirá una desviación del +/- 10% y se admitirán a lo sumo 3 incumplimientos diarios por mes. 3
Mercado energético Demanda Nacional de Energía Generación de Energía ISAGEN Precio Promedio Bolsa a septiembre 2015 Precio Promedio Contratos a septiembre 2015 3,9% 37% 221,5 $/kwh 139,1 $/kwh Demanda de energía A septiembre de 2015, la demanda de energía de Sistema Interconectado Nacional fue de 49.267 GWh, 3,9% superior a la registrada a septiembre del año pasado que fue de 47.462 GWh. El crecimiento en la demanda nacional del SIN estuvo jalonado principalmente por el aumento de la demanda regulada, ocasionada por el incremento de las temperaturas en algunas regiones del país, aumentando el consumo de aires acondicionados, bombeos de acueducto y riego. Demanda Nacional de energía (GWh) 5.167 5.310 4.902 5.048 5.317 5.533 5.169 5.278 5.411 5.623 5.218 5.413 5.514 5.669 5.419 5.691 5.346 5.701 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Fuente: XM - Portal BI Demanda Nacional 2014 Demanda Nacional 2015 septiembre 2014: 47.462 GWh / 2015: 49.267 GWh 4
Aportes hídricos y evolución de las reservas del SIN En lo corrido del año 2015, los aportes hídricos al SIN han estado en términos generales por debajo de la media histórica. El impacto del fenómeno de El Niño se ha venido reflejando en las diferentes cuencas hidrográficas asociadas a las centrales del SIN, cerrando el tercer trimestre con unos aportes de 66,01% con respecto al promedio histórico. Las diferentes agencias internacionales como la Oficina de Meteorología de Australia y la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica sugieren que el evento se extenderá por lo menos hasta el primer trimestre de 2016, lo que podría implicar condiciones de déficit de lluvias y aportes, en la primera temporada de verano del país. En el siguiente gráfico se puede apreciar cual ha sido la evolución de los aportes durante el 2015, resaltando específicamente el tercer trimestre de cada año. 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 Fuente: XM 5
Aportes hídricos (Promedio %) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Antioquia 83,59 102,48 85,44 92,8 79,41 62,88 83,72 82,07 57,91 Oriente 88,96 126,32 61,3 106,06 75,4 162,8 109,68 110,34 83,4 Centro 66,65 110,28 100,24 92,99 43,47 120,44 106,45 115,59 71,03 Caribe 67,22 114,93 50,33 80,99 78,81 92,32 74,13 76,99 72,45 Valle 60,74 84,01 105,75 81,42 57,78 70,67 65,67 61,46 45,61 SIN 78,34 104,76 86,46 94,44 68,65 107,78 96,96 96,82 66,01 San Carlos (Punchiná) 134,33 173,74 159,91 182,55 146,65 179,36 176,74 193,64 161,74 Miel I (Amaní) 100,24 92,96 105,37 81,51 40,54 58,13 64,29 32,61 20,94 Jaguas (San Lorenzo) 96,4 126,29 88,17 99,88 93,59 69,39 98,76 108,23 55,51 Sogamoso 68,75 133,18 108,49 119,45 43,96 58,99 62,53 86,82 52,28 Reservas del SIN (GWh) Al cierre del mes de septiembre las reservas de Sistema Interconectado Nacional SIN estaban en el 67,56% del volumen útil. En el tercer trimestre del año se puede evidenciar una recuperación en los niveles de las reservas, si se compara con el trimestre anterior. Sin embargo, dadas la disminución de las afluencias hidrológicas por el fenómeno El Niño, este nivel de embalse se podría ver disminuido en los próximos meses. El volumen de las reservas de los embalses de ISAGEN al cierre del tercer trimestre estaba así: San Carlos (Punchiná): 35,45% Miel (Amaní): 26,90% Jaguas (San Lorenzo): 67,48% Sogamoso (Topocoro): 33,65% Fuente: XM 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 Fuente: XM Portal BI 6
Precios de mercado En lo corrido del año 2015, el precio promedio de bolsa ha sido de 221,5 $/kwh, presentándose el precio promedio más alto del año en el mes de septiembre, en cuyo mes y específicamente a partir del 21 de septiembre, el precio de bolsa superó el precio de escasez. Esto se debe básicamente a la reacción de las generadoras hidroeléctricas, quienes empiezan a ahorrar el agua de los embalses para prepararse para la llegada del niño fuerte, lo cual lleva a las térmicas a generar. Con respecto al precio de los contratos, el precio promedio de este para los nueve meses del año ha sido de 139,1 $/kwh, mostrando un crecimiento constante a lo largo del año. Este comportamiento estuvo en línea con el crecimiento del IPP y la incorporación de las condiciones del mercado en los contratos renovados a lo largo del año, internalizando en estas últimas el efecto de la devaluación y las condiciones energéticas. Precio promedio de bolsa ($/kwh) 459,0 371,9 382,7 338,8 189,6 189,6 206,4 240,4 203,4 203,7 161,0 168,2 151,6 160,8 183,2 180,6 182,1 176,0 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Precio Bolsa 2014 Precio Bolsa 2015 Precio promedio contratos ($/kwh) 138,0 137,1 137,7 138,2 134,9 134,8 136,7 133,5 132,1 128,7 130,0 126,1 147,6 140,6 143,5 130,4 131,2 131,4 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Precio Contratos 2014 Precio Contratos 2015 Fuente: XM Portal BI 7
Generación de energía Al cierre del mes de septiembre, la generación acumulada de ISAGEN fue de 10.272 GWh, 37% superior a la obtenida en los nueve meses del año pasado que fue de 7.477 GWh. La mayor generación está explicada principalmente por el aporte de la central Sogamoso, cuya generación en lo corrido del año ha representado el 26% de la generación total de la Compañía. Por otro lado, la generación de San Carlos fue superior en un 11% a la obtenida en el mismo periodo del año pasado. Adicionalmente, la central Termocentro ha venido generando en lo corrido del año, logrando una participación del 14% dentro de la generación total de ISAGEN en el periodo de análisis. Sin embargo, aunque la generación acumulada a septiembre fue superior a la del año pasado, en el tercer trimestre del año se ve una disminución frente a la presentada en los otros trimestres del año, esto como resultado del fenómeno del Niño, y su efecto en el nivel de los embalses. Generación trimestral de ISAGEN (GWh) 1T: 3.701 / 2T: 3.549 / 3T: 3.022 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 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Fuente: XM - Portal BI Generación 2014 Generación 2015 septiembre 2014: 7.477 GWh / 2015: 10.272 GWh 8
Generación de las centrales de ISAGEN (GWh) En lo corrido del año, la generación hídrica ha representado el 86% del total de energía generada por ISAGEN, mientras que la térmica el 14%. En el siguiente gráfico se puede ver cómo ha sido la generación por central frente a la del año pasado. Sogamoso 2.720 Amoyá 313 311 Termocentro San Carlos 1.477 1.583 3.885 4.307 Jaguas Miel I 510 504 891 1.140 Calderas 54 54 Septiembre 2015 Septiembre 2014 Fuente: XM - Portal BI 9
Cambio en el reconocimiento contable de las devoluciones de cargo por confiabilidad y AGC (control automático de generación) El presente informe contiene la reclasificación contable de las devoluciones de cargo por confiabilidad y del AGC (control automático de generación), autorizado por la Junta Directiva de ISAGEN en su sesión No. 264 de octubre 30 de 2015, con el fin de dar un mejor reconocimiento de estas transacciones de acuerdo a su esencia. 1. El cambio consiste en contabilizar las devoluciones del cargo como un menor valor del ingreso y no como un costo de las transacciones en bolsa. Se genera devolución de cargo por confiabilidad cuando el valor recaudado por este concepto es mayor al valor al que se tiene derecho por los compromisos de energía en firme adquiridos. 2. En el caso del AGC, el cambio consiste en contabilizar de manera independiente los ingresos por la prestación del servicio de AGC y los costos de responsabilidad comercial de AGC y no de forma neta. El ingreso por AGC es recibido por la prestación del servicio de regulación de frecuencia por parte de una planta de generación. La responsabilidad comercial AGC corresponde al costo de la regulación secundaria de frecuencia a cargo de todos los generadores. El ajuste se realizó en el mes de septiembre de 2015 sin embargo, para efectos comparativos, en este informe se ha hecho la misma reclasificación para las cifras del año 2014 y los dos trimestres anteriores del presente año. Este cambio no impacta los resultados de la Empresa, pero si los rubros individualmente considerados de ingresos y costos de la operación comercial. 10
Resultados tercer trimestre 2015 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales EBITDA Utilidad Neta 46% 14% 12% 133% 12% Principales cifras 1T 2015 2T 2015 3T 2015 3T 2014 Variación % Generación (GWh) 3.701 3.549 3.022 2.064 46 Ingresos operacionales (Millones $) 611.508 614.917 676.611 591.018 14 Costos operacionales (Millones $) 295.728 320.992 409.785 467.197-12 Gastos de administración (Millones $) 56.989 29.462 34.040 35.547-4 Utilidad operacional (Millones $) 258.791 264.463 232.786 88.275 164 Margen Operacional 42% 43% 34% 15% - EBITDA (Millones $) 319.513 323.454 292.131 125.414 133 Margen EBITDA 52% 53% 43% 21% - Gastos Financieros 98.532 103.821 141.138 16.963 732 Provisión Impuesto de Renta (Millones $) 68.062 69.492 40.214 12.972 210 Utilidad Neta (Millones $) 96.546 115.175 54.645 61.968-12 Margen neto 16% 19% 8% 10% - Ingresos operacionales 1T 2015 2T 2015 3T 2015 3T 2014 Variación % Contratos Nacionales 484.213 499.149 507.307 495.079 2 Contratos Internacionales 0 0 0 0 0 Transacciones en Bolsa 150.733 132.151 120.496 ** 12.526 862 Devolución cargo por confiabilidad -62.523-54.063-34.259-5.869 484 AGC 36.028 34.035 79.606 86.870-8 Desviaciones 118 394 783 101 675 Gas 1.546 1.295 683 340 101 Servicios Técnicos 1.394 1.956 1.995 1.971 1 TOTAL 611.508 614.917 676.611 591.018 14 ** Las transacciones en bolsa incluyen ingresos netos por desviaciones positivas de Obligaciones de Energía Firme, por un valor de $25.127 millones 11
En el tercer trimestre del año, los ingresos operacionales de la Compañía fueron de $676.611 millones, 14% superiores a los del año pasado. El incremento en los ingresos está explicado principalmente por lo siguiente: Mayores ingresos por ventas de energía en contratos, explicado principalmente por los mejores precios. Los ingresos por este concepto representaron el 75% del total de los ingresos obtenidos en el trimestre. Ventas en Contratos (GWh) 2015 2014 Variación % 1T 2.912 2.594 12 2T 2.974 2.836 5 3T 2.950 3.024-2 TOTAL 8.836 8.454 5 Fuente: XM - Portal BI Los ingresos por ventas de energía en bolsa fueron muy superiores a los obtenidos en el mismo trimestre del año anterior, representando el 18% del total de los ingresos registrados en el trimestre. El incremento se debe principalmente a los mayores precios de bolsa, el ingreso neto por desviaciones positivas de Obligaciones de Energía Firme, por un valor de $25.127 millones, la mayor generación que ha tenido la Compañía por la entrada en operación de la central Sogamoso, permitiendo tener excedentes para maximizar la operación comercial. Los ingresos por la prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia AGC tuvieron una participación del 12% dentro del total de ingresos del trimestre. En el tercer trimestre del año, el total de Obligaciones de Energía Firme asignadas a ISAGEN fue de 2.354,90 GWh, inferior a la generación del trimestre. Lo anterior explica el crecimiento presentado en el rubro de devolución de cargo por confiabilidad, incremento que fue del 484% frente a lo registrado en el trimestre del año pasado. Costos operacionales 1T 2015 2T 2015 3T 2015 3T 2014 Variación % Transacciones en bolsa 37.343 57.783 125.040 248.688-50 Cargos por uso y conexión al STN 55.138 50.803 55.440 48.091 15 CND, CRD'S Y SIC 3.365 3.390 3.328 2.846 17 Transferencia (Ley 99/93) 14.552 13.992 11.774 7.609 55 Contribución FAZNI 4.410 4.398 3.668 2.351 56 Depreciación 58.632 57.112 57.339 35.016 64 Combustibles 65.437 64.573 81.177 64.942 25 Otros gastos operacionales 56.850 68.941 72.019 57.654 25 TOTAL 295.728 320.992 409.785 467.197-12 12
En el tercer trimestre del año, los costos operacionales fueron de $409.785 millones, 12% inferiores a los registrados en el mismo trimestre del año pasado. Esta disminución está explicada principalmente por lo siguiente: Los egresos por transacciones en bolsa durante el trimestre tuvieron una participación del 31% dentro del total de los costos del periodo. Este rubro esta desagregado así: 1T 2015 2T 2015 3T 2015 3T 2014 Variación % TRANSACCIONES EN BOLSA 37.343 57.783 125.040 248.688-50 Compras de energía 20.598 32.841 98.311 201.325-51 Responsabilidad comercial AGC 11.167 12.716 13.789 8.100 70 Restricciones y otros 5.578 12.226 12.940 39.263-67 Las compras de energía del trimestre fueron inferiores a las registradas en el tercer trimestre del año pasado, explicado principalmente por la mayor generación de la Compañía. Sin embargo, si se compara con los dos trimestres anteriores se nota un incremento en compras dado el efecto del fenómeno del niño en los embalses y por consiguiente en la generación. Los egresos por cargos por uso y conexión al STN, tuvieron una participación del 14% dentro del total de los costos de los costos del trimestre, y están relacionados directamente con el nivel de las ventas del trimestre. El aumento en las transferencias de Ley 99 y otros se debe principalmente al aumento de la generación de ISAGEN gracias al aporte de la central Sogamoso. Los costos por compra de combustible representaron el 20% del total de los costos operacionales del trimestre, y fueron 25% 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 del precio de Bolsa. Adicionalmente, la generación térmica en el trimestre fue mayor en comparación con los trimestres anteriores. 13
Resultados acumulados a Septiembre 2015 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales EBITDA Utilidad Neta 37% 12% 17% 88% 3% Principales cifras Septiembre 2015 Septiembre 2014 Variación % Generación (GWh) 10.272 7.477 37 Ingresos operacionales (Millones $) 1.903.036 1.703.947 12 Costos operacionales (Millones $) 1.026.505 1.239.790-17 Gastos de administración (Millones $) 120.491 85.261 41 Utilidad operacional (Millones $) 756.040 378.896 100 Margen Operacional 40% 22% - EBITDA (Millones $) 935.098 496.852 88 Margen EBITDA 49% 29% - Gastos Financieros 343.491 55.638 517 Provisión Impuesto de Renta (Millones $) 177.768 79.063 125 Utilidad Neta (Millones $) 266.366 275.823-3 Margen neto 14% 16% - Ingresos operacionales Septiembre 2015 Septiembre 2014 Variación % Contratos Nacionales 1.490.669 1.369.031 9 Contratos Internacionales 0 6.963-100 Transacciones en Bolsa 403.380 ** 178.251 126 Devolución cargo por confiabilidad -150.845-56.394 167 AGC 149.668 197.313-24 Desviaciones 1.295 643 101 Gas 3.524 2.261 56 Servicios Técnicos 5.345 5.879-9 TOTAL 1.903.036 1.703.947 12 ** Las transacciones en bolsa incluyen ingresos netos por desviaciones positivas de Obligaciones de Energía Firme en el tercer trimestre de 2015, por un valor de $25.127 millones 14
En lo corrido del año 2015, los ingresos operacionales de ISAGEN han sido de $1.903.036 millones, 12% superiores a los obtenidos en el mismo periodo el año pasado. Este incremento en los ingresos esta explicado principalmente por lo siguiente: Mayores ingresos por ventas de energía en contratos a clientes finales industriales y mayoristas, producto de los mayores precios. Los ingresos por ventas de energía en el mercado spot representaron el 21% de los ingresos totales acumulados al cierre de septiembre. 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. Los ingresos por AGC han sido inferiores en un 24% a los del año pasado, sin embargo, es importante mencionar que este es un ingreso que depende de la oportunidad de mercado. Costos operacionales Septiembre 2015 Septiembre 2014 Variación % Transacciones en bolsa 220.166 588.936-63 Cargos por uso y conexión al STN 161.381 148.909 8 CND, CRD'S Y SIC 10.083 6.762 49 Transferencia (Ley 99/93) 40.318 27.813 45 Contribución FAZNI 12.476 8.523 46 Depreciación 173.083 111.660 55 Combustibles 211.187 197.790 7 Otros gastos operacionales 197.810 149.399 32 TOTAL 1.026.505 1.239.790-17 Al cierre de septiembre de 2015, los costos operacionales de ISAGEN fueron de $1.026.505 millones, 17% inferiores a los registrados en el mismo periodo del año pasado. Los principales hechos que incidieron en este resultado fueron los siguientes: Disminución del 63% en el rubro de transacciones en bolsa, el cual esta desagregado así: Septiembre 2015 Septiembre 2014 Variación % TRANSACCIONES EN BOLSA 220.166 588.936-63 Compras de energía 151.749 482.695-69 Responsabilidad comercial AGC 37.673 33.583 12 Restricciones y otros 30.744 72.658-58 15
En lo corrido del año, las compras de energía han sido inferiores en un 69% a las registradas el año pasado, lo cual está explicado principalmente por la mayor generación que ha tenido ISAGEN, gracias a la entrada en operación de la central Sogamoso. El incremento en los costos por transferencias y otros 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. Resultado operacional Septiembre 2015 Septiembre 2014 Variación % Ingresos operacionales 1.903.036 1.703.947 12 Costos operacionales 1.026.505 1.239.790-17 Gastos administrativos 120.491 85.261 41 Total costos y gastos operacionales 1.146.996 1.325.051-13 Utilidad operacional 756.040 378.896 100 EBITDA (Millones $) 935.098 496.852 88 Margen operacional (Millones $) 40% 22% Margen EBITDA 49% 29% En términos operativos, en lo corrido del año la utilidad operacional de ISAGEN (ingresos operacionales menos costos operacionales y gastos administrativos) fue de $756.040 millones, creciendo 100% respecto a igual resultado del año anterior. Por otro lado, la compañía obtuvo un EBITDA acumulado de $935.098 millones, 88% superior al obtenido en igual periodo del año anterior. El incremento presentado frente al año anterior obedece básicamente al efecto de la operación de la central Sogamoso, más una efectiva gestión comercial especialmente para afrontar los efectos del fenómeno del niño. Resultado neto Septiembre 2015 Septiembre 2014 Variación % Utilidad operacional 756.040 378.896 80 Ingresos financieros y otros ingresos 43.316 43.004 1 Gastos financieros y otros gastos 355.224 67.015 430 Provisión impuesto de renta 177.768 79.063 125 Utilidad neta 266.366 275.822-3 16
La utilidad neta en lo corrido del año fue de $266.366 millones, 3% 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 $343.493 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: Septiembre 2015 Septiembre 2014 Ordinario 70.550 33.278 CREE 28.758 29.193 Sobretasa 15.936 - Diferido 62.524 16.592 Total 177.768 79.063 Balance general Las cuentas del activo no presentaron ninguna diferencia significativa durante el tercer trimestre del presente año. En cuanto al pasivo se destaca el pago de la segunda cuota del impuesto a la riqueza por $14.991 millones y los movimientos relacionados con las obligaciones financieras: Se pagaron intereses sobre los créditos financieros por valor de $47.746 millones y USD 521.894. Se realizaron amortizaciones de créditos en dólares por valor de USD 1.715.256 y se pagaron intereses de bonos por $48.456 millones. Activos Corte Septiembre 2015 Corte Junio 2015 Corte Diciembre 2014 Variación trimestral Activo Corriente 838.550 756.869 780.501 10,8% Activo No Corriente 7.380.936 7.352.017 7.344.961 0,4% TOTAL ACTIVO 8.219.486 8.108.886 8.125.462 1,4% Pasivo y Patrimonio Corte Septiembre 2015 Corte Junio 2015 Corte Diciembre 2014 Variación trimestral Pasivo 4.788.921 4.732.964 4.479.949 1,2% Patrimonio 3.430.565 3.375.922 3.645.514 1,6% 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 septiembre 30 de 2014. 3T 2015 Resultado Local 71.793 Depreciación y amortización (8.170) Nota 1 Diferencia en impuesto diferido 3.514 Nota 2 Diferencia en cambio costo amortizado (14.633) Nota 3 Impacto a resultados por costo amortizado de la deuda 9.352 Nota 4 Otros menores 112 Resultado Integral 61.968 Otro Resultado Integral (coberturas flujo de efectivo) 18 Nota 6 Resultado Integral Total NIIF 61.986 18
Conciliación de resultados acumulados a Septiembre 2014 Septiembre Resultado Local 302.542 Depreciación y amortización (30.805) Nota 1 Diferencia en impuesto diferido 7.597 Nota 2 Diferencia en cambio costo amortizado (9.323) Nota 3 Impacto a resultados por costo amortizado de la deuda 4.569 Nota 4 Otros menores 1.244 Resultado Integral 275.824 Otro Resultado Integral (coberturas flujo de efectivo) 18 Nota 6 Resultado Integral Total NIIF 275.842 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 $8.170 para el trimestre (julio - septiembre 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 $ 4.731 y las primas de seguro del crédito OPIC por $4.517. 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 20
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 utilizados por los actuarios para el cálculo de los pasivos por pensiones y beneficios laborales de largo plazo. Para el tercer trimestre se contrataron unos Forward para ser utilizados como instrumentos de cobertura en diferencial cambiario, con vencimientos hasta 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. 21
Balance general (Millones de pesos) Activos Septiembre 2015 Diciembre 2014 Variación % Pasivo y Patrimonio Septiembre 2015 Diciembre 2014 Variación % ACTIVO NO CORRIENTE Propiedades planta y equipo, neto 7.336.247 7.302.859 0,5 7.336.247 7.302.859 0,5 Intangibles y otros activos Cargos Diferidos 357 357 0,0 Otros Activos 21.986 22.085-0,5 22.343 22.443-0,4 Deudores Clientes 57 114-50,0 Difícil Cobro 1.378 1.435-4,0 Otros 22.202 19.447 14,2 Provisión deudores (1.375) (1.421) -3,2 22.262 19.576 13,7 Inversiones 84 84 0,0 TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 7.380.936 7.344.961 0,5 ACTIVO CORRIENTE Inventarios (neto) 98.597 109.449-9,9 Deudores (neto) 458.283 341.941 34,0 Otros activos 219 288-24,0 Inversiones renta fija 24.603 84.522-70,9 Disponible 256.654 244.086 5,1 Recaudo democratizacion 194 215-9,6 TOTAL ACTIVO CORRIENTE 838.550 780.501 7,4 TOTAL ACTIVOS 8.219.486 8.125.463 1,2 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 1.664.673 1.664.673 0,0 Reserva ocasional inversiones 38.446 38.446 0,0 Reserva ocasional - calificacion 720.906 910.744-20,8 Utilidad de ejercicios anteriores -396.412-318.246 24,6 Otro resultado integral 15.966 15.966 0,0 Utilidad del ejercicio 266.366 358.417-25,7 TOTAL PATRIMONIO 3.430.565 3.645.514-5,9 PASIVO NO CORRIENTE Obligaciones financieras 592.660 516.054 14,8 Obligación bonos 688.390 917.015-24,9 Obligaciones crédito Club Deal 2.039.787 1.783.320 14,4 Leasing LP 82.928 82.761 0,2 Obligaciones laborales 97.670 92.865 5,2 Litigios y demandas 7.637 4.342 75,9 Depósito fondo solidaridad 13.823 10.101 36,8 Impuesto diferido 630.856 568.332 11,0 TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 4.153.751 3.974.789 4,5 PASIVO CORRIENTE Obligaciones financieras 287.605 96.537 197,9 Retenciones contractuales 27.492 70.806-61,2 Cuentas por pagar 209.394 238.678-12,3 Impuestos y contribuciones 38.177 23.040 65,7 Obligaciones laborales 5.148 18.039-71,5 Pasivos estimados 24.582 28.926-15,0 Otros pasivos 42.772 29.132 46,8 TOTAL PASIVO CORRIENTE 635.170 505.159 25,7 TOTAL PASIVO 4.788.921 4.479.949 6,9 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 8.219.486 8.125.463 1,2 22
Estado de resultados A 30 de Septiembre de 2014 y 2015 (millones de pesos) Trimestral 1T 2T 3T Septiembre 2015 Septiembre 2014 Variación % INGRESOS OPERACIONALES 611.508 614.918 676.612 1.903.306 1.703.947 12 Energía 608.568 611.666 673.933 1.894.167 1.695.807 12 Gas 1.546 1.296 683 3.525 2.261 56 Servicios técnicos 1.394 1.956 1.996 5.346 5.880-9 COSTOS DE VENTAS 295.728 320.992 409.785 1.026.505 1.239.791-17 Transacciones en bolsa 37.343 57.783 125.040 220.166 588.936-63 Cargos por uso y conexión al STN 55.138 50.803 55.440 161.381 148.908 8 CND, CRD S Y SIC 3.365 3.390 3.328 10.083 6.762 49 Transferencia Ley 99 / 93 14.552 13.992 11.774 40.318 27.813 45 Contribución FAZNI 4.410 4.398 3.668 12.476 8.523 46 Depreciación 58.632 57.112 57.339 173.083 111.660 55 Combustibles 65.437 64.573 81.177 211.187 197.790 7 Otros gastos operacionales 56.850 68.941 72.019 197.810 149.399 32 UTILIDAD BRUTA EN VENTAS 315.781 293.926 266.827 876.801 464.156 89 Otros ingresos 2.271 3.500 4.400 10.171 8.428 21 Gastos de administración (56.989) (29.462) (34.040) (120.491) (85.261) 41 Otros gastos (3.579) (2.946) (5.208) (11.733) (11.377) 3 Ingresos financieros 5.656 23.471 4.018 33.145 34.576-4 Gastos financieros (98.532) (103.821) (141.138) (343.491) (55.638) 517 UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 164.608 184.668 94.859 444.134 354.884 25 PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA (68.062) (69.492) (40.214) (177.768) (79.063) 125 UTILIDAD NETA 96.546 115.176 54.645 266.366 275.823-3 MARGEN NETO 16% 19% 8% 14% 16% - Relacionamiento con Inversionistas: Líneas: Medellín +57 (4) 325 79 79 / 325 79 78 Correo electrónico: ir@isagen.com.co