Informe Financiero A diciembre de 23 Al cierre del año 23, ISAGEN registró ingresos operacionales por $2.002.814 millones, 16% superiores a los obtenidos en el año 22. La utilidad operacional fue de $581.3, un 16% superior, un EBITDA de $692.636 un 13% superior y la utilidad neta del año fue de $433.966 millones, la cual fue 6% inferior a la obtenida en año anterior. A continuación, presentamos los principales hechos ocurridos respecto a la regulación de la industria, el mercado energético y en los resultados financieros de la Compañía. Regulación Industria Agenda regulatoria CREG INDICATIVA 24 En el mes de diciembre fue publicada la Agenda Regulatoria de la CREG para el 24, donde se recogen las solicitudes de los agentes, los avances de los diferentes temas durante el 23 y se definen las prioridades a tener en cuenta en el 24, así: 1. La promulgación de la Resolución definitiva del Mercado Organizado Regulado (MOR) en el primer trimestre, la implementación del estatuto de riesgo de desabastecimiento, las medidas de promoción de la competencia y ajustes a las subastas del Cargo por Confiabilidad. 2. Se espera que se publique un estudio para la armonización del Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA). 3. Se establecerán las metodologías de remuneración de la distribución, comercialización y transmisión, temas muy discutidos en el 23 y prioritarios dentro de las recomendaciones de ECSIM. 4. En el tema de gas natural, se continuará implementando la comercialización de gas y se resalta la selección del gestor del mercado de gas natural y la publicación de los resultados de la evaluación del procesos de comercialización de gas natural y del proceso de úselo o véndalo ocurrido a finales del 23. Las principales normas expedidas en el último trimestre del año 23 fueron las siguientes: Fueron publicados los resultados de las negociaciones de gas natural según lo establecido en las resoluciones CREG 089, 122 y 130 de 23. Circular CREG 070 de 23 Informe Financiero a diciembre de 23 1
Resolución CREG 117 de 23 Propuesta para establecer un Mercado Organizado Regulado (MOR) dentro de las transacciones del Mercado de Energía Mayorista. La anterior propuesta de MOR había sido presentada por la CREG en 21 en su Resolución 090 de 21. A diferencia de la versión de 21, esta última tiene más profundidad en el tema de cubrimiento del riesgo de crédito y contempla los siguientes aspectos: 1. El producto para el MOR de Mercado Regulado (MR) tiene un perfil, que sigue en forma muy aproximada el perfil de carga actual de la demanda regulada del país. El producto tiene un período de compromiso de un año calendario, con una cantidad horaria en función del tipo del día. 2. El MOR reemplazará el esquema de Convocatorias de Compras de energía para el MR (Resolución CREG 020 de 1996). Además, se concibe la posibilidad que comercializadores de Mercado No Regulado (MNR) puedan también comprar un producto específico dentro de una subasta simultánea con la del producto para MR. 3. Las asignaciones se determinarán en subastas de reloj descendente o de sobre cerrado (en caso de insuficiencia de oferentes). El requerimiento de energía para un año se deberá cubrir con al menos asignaciones provenientes de dos subastas. 4. Las transacciones que se realicen en el MOR para el MR, dan lugar a obligaciones de los vendedores contra el mercado centralizado y administrado por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), función que es realizada por la empresa XM. Por su parte, en las transacciones de MOR para el MNR, se crean relaciones bilaterales. 5. El precio del producto, será el precio de cierre de la subasta. Ese precio será con el cual se remuneren los productos asignados para todos los agentes vendedores. 6. Se tendrá un Mercado Secundario. 7. La gestión de Riesgo de Crédito en el MOR se realizará a través de garantías. Se establecen 3 modalidades de garantías para el MOR: Participación: garantía de seriedad en la presentación de ofertas para la Subasta. Permanencia: Para que el agente honre el producto desde el momento de asignación de la obligación hasta la finalización de su vigencia. Período de Compromiso: ampara los pagos derivados de las obligaciones que se suscriben con los productos MOR. 8. Las garantías para los compradores son el aval bancario, carta de crédito y garantía bancaria. También se da la opción de utilizar la Cámara de Riesgo Central de Contraparte, y la cesión de derechos de crédito. 2 Informe Financiero a diciembre de 23
Esta Resolución contiene el conjunto de disposiciones que regulan los derechos y obligaciones de los comercializadores, así como los derechos y obligaciones de los usuarios no regulados cuando participan directamente en el mercado mayorista de gas natural. Resolución CREG 123 de 23 La norma hace parte de un conjunto de reglas encaminadas a ajustar el marco regulatorio de la actividad de comercialización de gas natural que ha expedido la Comisión de Regulación de Energía y Gas a lo largo de 23 y que buscan promover que las transacciones o actividades comerciales entre los agentes del sector se realicen de manera más armónica y eficiente y garantizar la prestación del servicio a los usuarios finales. Se establecen, entre otros asuntos, los siguientes: Requisitos que una empresa deberá cumplir para ser comercializador de gas natural. Las obligaciones de entrega de información a la SSPD, CREG y Gestor del Mercado, las obligaciones del comercializador en el mercado mayorista de gas natural, que indican que deberá someterse a las reglas del Reglamento Único de Transporte (RUT), constituir mecanismos de cubrimiento, someterse a la asignación de cantidades resultantes del proceso de subasta. La relación entre el comercializador y el distribuidor, y las obligaciones que cada uno de los agentes tendrá con el otro, así como la relación entre comercializadores La información base para la liquidación y facturación del suministro y del transporte de gas natural contratados en el mercado primario y secundario de gas natural y para la liquidación y facturación de la distribución de gas natural. Responsabilidades de la suspensión, corte, reconexión y reinstalación del servicio. Resolución CREG 150 de 23 Por medio de esta Resolución se da apertura al proceso de selección del gestor del mercado de gas natural y establece las reglas que se aplicarán para este proceso. Esta norma tiene como objetivo optimizar las relaciones comerciales entre los agentes participantes en el mercado de gas natural en Colombia, a través de una entidad que administre de manera centralizada la información de oferta y demanda de los diferentes sectores usuarios de este combustible. De acuerdo con el cronograma incluido en esta Resolución, el gestor del mercado debe haber sido seleccionado y estar operando en octubre de 24. Informe Financiero a diciembre de 23 3
Este Decreto reglamenta los artículos 9 y 17 de la Ley 56 de 1981, estableciendo los lineamientos para la Declaración de Utilidad Pública de zonas geográficas en las que se desarrollen proyectos y ejecuten obras para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Decreto MME 2444 de 23 Se aclaran temas relacionados con la documentación necesaria para la Declaratoria de Utilidad Pública como: certificados, descripción del proyecto, concepto de viabilidad técnica de la conexión, información geográfica del área a declarar de utilidad pública, certificación del Ministerio del Interior acerca de la presencia de grupos étnicos en la zona del proyecto a realizarse, certificado sobre existencia de resguardos indígenas legalmente constituidos y de tierras de propiedad colectiva de grupos étnicos en el área comprendida dentro de las poligonales del proyecto, entre otros. Adicionalmente se concretan las exigencias a cargo de las entidades propietarias, una vez caduque la primera opción de compra, con el fin de proteger los derechos de los propietarios de predios vinculados a la Declaratoria de Utilidad Pública, aclara también temas relacionados con la expropiación y despojos. Resolución CREG 204 de 23 La CREG después de recibir comentarios de los agentes, consideró conveniente adecuar algunos artículos de la Resolución CREG 089 de 23 que definió las reglas de Comercialización de Gas, ampliando algunos plazos para la implementación. Las modificaciones se deben a que aún no se cuenta con el gestor de mercado. La Resolución permite que se puedan aceptar nominaciones por encima de la cantidad contratada, tanto para el suministro como para el transporte hasta junio de 24. Finalmente de forma transitoria los vendedores y compradores podrán negociar directamente la compraventa de gas mediante contratos interrumpibles con una vigencia no mayor al 30 de noviembre de 24. 4 Informe Financiero a diciembre de 23
Mercado de energía Demanda Nacional de Energía Generación de Energía ISAGEN Precio Promedio Bolsa 23 Precio Promedio Contratos 23 2,8% 7% 178,8 $/kwh 125,8 $/kwh Demanda de energía Durante el año 23, la Demanda Nacional de energía eléctrica en Colombia fue de 60.890 GWh, lo cual representa un incremento del 2,8% frente a la obtenida durante el año 22 que fue de 59.370 GWh. La variación de la demanda no regulada durante el año fue de 2,5%, mientras que la variación de la demanda regulada fue de 3,1%. Demanda GWh 22 23 No. Días Demanda Demanda No. Días Promedio GWh Día Seguimiento acumulado del año Demanda Promedio Día Crecimiento 23 / 22 % Comerciales 41.295 245 168,5 42.398 245 173,1 2,7 Sábados 8.126 51 159,3 8.365 51 164,0 2,9 Dom. - Festivos 9.949 70 142,1 10.127 69 146,8 3,3 Total Mes 59.370 366 162,2 60.890 365 166,8 2,8 Fuente: XM El crecimiento de la Demanda de Energía estuvo impulsado principalmente por las industrias manufactureras y explotación de minas y canteras. Demanda Nacional de energía (GWh) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Demanda Nacional 22 4.807 4.631 5.034 4.725 5.033 4.894 5.034 5.104 5.025 5.070 4.980 5.034 Demanda Nacional 23 5.025 4.610 5.033 5.106 5.163 4.955 5.206 5.196 5.085 5.249 5.086 5.176 Fuente: XM - Portal BI Informe Financiero a diciembre de 23 5
Precios de mercado Durante el año 23, los precios de bolsa tuvieron una tendencia al alza, explicados por los bajos aportes hidrológicos y las bajas reservas del SIN. Por otro lado, la mayor generación térmica también fue uno de los determinantes de los niveles de los precios de la energía en el mercado spot. Con respecto al precio de los contratos, estos mantuvieron una evolución inferior a la esperada, dado que en lo corrido del año el IPP presentó un decrecimiento de 0,5%. Precio de bolsa ($/kwh) 185,0 182,2 137,7 234,3 139,1 141,2 236,5 151,9 143,8 218,0 213,5 163.0 54,2 78,5 119,8 57,5 47,0 87,4 78,6 139,3 183,6 200,2 166,3 181,4 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre PRECIO BOLSA 22 PRECIO BOLSA 23 Precio promedio contratos ($/kwh) 126,0 126,2 124,1 126,6 123,8 125,1 127,6 125,3 125,0 126,4 126,9 126,3 121,7 122,1 121,0 120,5 119,3 118,5 118,0 120,4 122,0 122,5 121,1 122,0 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre PRECIO CONTRATOS 22 PRECIO CONTRATOS 23 Fuente: XM - Portal BI 6 Informe Financiero a diciembre de 23
Generación de energía Al cierre del año 23, la generación de energía acumulada de ISAGEN fue de 10.322 GWh, 7% superior a la generación de la Compañía durante el año 22 que fue de 9.684 GWh. Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Demanda Nacional 22 988 839 849 880 1.103 663 624 533 655 819 877 852 Demanda Nacional 23 872 799 951 784 886 872 744 913 890 882 751 978 Fuente: XM - Portal BI La mayor generación durante el año fue producto de varios factores, entre los cuales se encuentran, la entrada en operación del trasvase del Río Manso al embalse de la central Miel I, la entrada en operación comercial de la central hidroeléctrica del río Amoyá - La Esperanza - en el mes de mayo y el incremento significativo de la generación térmica en la central Termocentro. En el año 23, las condiciones climáticas, la disponibilidad operativa de las centrales y la mayor generación térmica permitieron que ISAGEN generara el 16,95% del total de la energía entregada al Sistema Interconectado Nacional. Generación de las centrales de ISAGEN (GWh) Amoyá Calderas 259,7-76,5 79,2 22 23 Termocentro Jaguas 515,8 694,2 810,5 1.614,6 Miel I 1.506,9 1.473,0 San Carlos 6.170,1 6.805,2 0 Fuente: XM - Portal BI Informe Financiero a diciembre de 23 7
La menor generación hidráulica obedece a que durante el año 23 los aportes hídricos al SIN estuvieron por debajo de la media histórica, y por tanto su aporte no fue suficiente para incrementar los niveles de reservas en el sistema. La siguiente gráfica muestra el porcentaje de los aportes hídricos respecto a la media histórica. La línea roja representa el aporte hídrico del último mes de cada año: (% media) 250 Aportes hídricos al SIN 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0 Ene/00 Abr/00 Jul/00 Oct/00 Ene/ Abr/ Jul/ Oct/ Ene/02 Abr/02 Jul/02 Oct/02 Ene/03 Abr/03 Jul/03 Oct/03 Ene/04 Abr/04 Jul/04 Oct/04 Ene/05 Abr/05 Jul/05 Oct/05 Ene/06 Abr/06 Jul/06 Oct/06 Ene/07 Abr/07 Jul/07 Oct/07 Ene/08 Abr/08 Jul/08 Oct/08 Ene/09 Abr/09 Jul/09 Oct/09 Ene/10 Abr/10 Jul/10 Oct/10 Ene/11 Abr/11 Jul/11 Oct/11 Ene/12 Abr/12 Jul/12 Oct/12 Ene/13 Abr/13 Jul/13 Oct/13 Fuente: XM En la siguiente gráfica se presenta el comportamiento mensual de las reservas del SIN desde el año 2006, resaltándose el último trimestre de cada año. Como se puede ver, en el año 23 las reservas del SIN estuvieron en niveles bajos comparados con los años anteriores, lo cual ha disminuido la generación hidráulica. 16.000,00 14.000,00 12.000,00 10.000,00 Reservas del SIN (GWh) 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 Oct 23 Fuente: XM 8 Informe Financiero a diciembre de 23
Resultados cuarto trimestre 23 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales Utilidad Operacional EBITDA Utilidad Neta 2% 8% 11% 16% 16% 14% Principales cifras 1T 23 2T 23 3T 23 4T 23 4T 22 % Variación Generación (GWh) 2.622 2.542 2.547 2.611 2.549 2 Ingresos operacionales (Millones $) 494.864 508.742 484.814 514.395 476.952 8 Costos operacionales (Millones $) 302.539 333.690 340.979 328.166 295.856 11 Utilidad Operacional (Millones $) 167.297 147.885 118.213 147.618 127.625 16 Margen Operacional 34% 29% 24% 29% 27% - EBITDA (Millones $) 192.790 173.803 146.967 179.076 154.596 16 Margen EBITDA 39% 34% 30% 35% 32% - Provisión Impuesto de Renta (Millones $) (44.029) (34.528) (21.4) (30.229) 1.765-1813 Utilidad Neta (Millones $) 110.891 109.852 93.677 119.544 139.034-14 Margen neto 22% 22% 19% 23% 29% - Ingresos operacionales 1T 23 2T 23 3T 23 4T 23 4T 22 % Variación Contratos Nacionales 332.345 344.942 347.792 345.022 341.938 1 Contratos Internacionales 58.295 77.217 44.111 18.844 35.182-46 Transacciones en Bolsa 68.624 56.394 74.489 88.383 50.627 75 AGC 22.336 11.598 10.546 29.472 27.477 7 Desviaciones 265 240 220 244 328-26 Gas 11.504 16.483 6.113 29.300 19.605 49 Servicios Técnicos 1.495 1.868 1.542 3.130 1.795 74 TOTAL 494.864 508.742 484.814 514.395 476.952 8 Los ingresos operacionales obtenidos el en cuarto trimestre del año 23 fueron de $514.395 millones, 8% superiores a los obtenidos en el mismo trimestre del año anterior. Este comportamiento en los ingresos del trimestre está explicado principalmente por lo siguiente: Las ventas de energía en contratos durante el último trimestre del año fueron muy similares a los obtenidos en los demás trimestres del 23, presentándose un incremento del 1% frente a los registrados en el mismo trimestre del año anterior. Informe Financiero a diciembre de 23 9
Los ingresos por ventas de energía a Venezuela en el trimestre de análisis presentaron una disminución significativa frente a los trimestres anteriores, esto explicado por la entrada en operación de dos recursos de generación en el occidente venezolano, la central termoeléctrica Don Luis Zambrano de 450 MW y la central hidráulica Fabricio Ojeda de 510 MW. Esta reducción se dio especialmente en el mes de diciembre Ventas a Venezuela 1T 22 2T 22 3T 22 4T 22 1T 23 2T 23 3T 23 4T 23 Millones $ 19.247 33.374 40.548 35.182 58.295 77.217 44.111 18.844 GWh 61,85 116,20 150,77 149,70 199,10 275,00 177,60 62,90 Los ingresos por ventas de energía en el mercado spot fueron superiores gracias a los mayores precios de la energía y a la mayor generación, sumados a la optimización de la operación de la bolsa de energía. Estos ingresos representaron el 17% del total de los ingresos operacionales del trimestre. Durante el último trimestre del año se dio una mayor prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia - AGC -, lo cual permitió que los ingresos por este concepto representaran el 6% de los ingresos totales. Los ingresos por ventas de gas fueron superiores en el último trimestre de año, esto debido a que se tuvo gas disponible para comercializar dado que en el trimestre se presentó una reducción en la generación térmica producto de un mantenimiento general programado de la unidad No. 2 e inspección de partes calientes. Generación Termocentro 1T 23 2T 23 3T 23 4T 23 GWh 467,36 384,52 493,42 256,16 Los ingresos por servicios técnicos en el último trimestre del año fueron significativamente superiores a los registrados en los trimestres anteriores del año, representando el 0,7% del total de ingresos del trimestre. Ingresos Operacionales 4T 22 Ingresos Operacionales 4T 23 11% Transacciones en Bolsa 4% 0,4% Otros Gas 6% AGC 17% Transacciones en Bolsa 6% 0,7% Otros Gas 6% AGC 7% Contratos Internacionales 72% Contratos Nacionales 4% Contratos Internacionales 67% Contratos Nacionales Fuente: ISAGEN 10 Informe Financiero a diciembre de 23
Costos operacionales 1T 23 2T 23 3T 23 4T 23 4T 22 % Variación Compras de energía 104.176 129.063 126.639 97.147 104.774-7 Cargos por uso y conexión al STN 56.267 61.058 57.052 54.544 55.569-2 CND, CRD S y SIC 2.003 2.047 1.918 2.026 2.060-2 Transferencia (Ley 99/93) 9.584 9.380 9.259 9.797 9.284 6 Contribución FAZNI 3.009 2.911 2.914 2.988 2.995 0 Depreciación 23.847 24.000 26.924 29.133 24.853 17 Combustibles 63.317 61.3 67.827 59.907 45.733 31 Otros costos operaciones 40.336 44.218 48.446 72.624 50.588 44 TOTAL 302.539 333.690 340.979 328.166 295.856 11 * Valores en millones de pesos Los costos operacionales del trimestre fueron de $328.166 millones, 11% superiores a los registrados en el mismo trimestre del año 22. Este comportamiento de los costos, esta explicado por los siguientes hechos: El rubro de compras de energía representó un 30% del total de los costos operacionales del trimestre, el cual esta desagregado de la siguiente forma: 1T 23 2T 23 3T 23 4T 23 4T 22 % Variación COMPRAS DE ENERGÍA 104.176 129.063 126.639 97.147 104.774-7 Compras de enrgía 55.447 70.640 80.947 57.247 63.959-10 Devolución de cargo por confiabilidad 26.039 27.419 22.820 24.258 21.846 11 Restricciones y otros 22.689 31.004 22.872 15.642 18.969-18 * Valores en millones de pesos En el último trimestre del año, las compras de energía fueron inferiores a las presentadas en trimestres anteriores del año, producto de la mayor generación y la optimización que se realiza diariamente en la bolsa de energía. Las compras de energía presentaron una disminución del 10% frente a las registradas en el último trimestre del año 22. En todo caso, el valor final de las compra de energía se ve afectado al alza por los mayores precios de la energía en bolsa. Los egresos por combustibles representaron el 18% del total de los costos operacionales del trimestre. Los egresos por este concepto fueron inferiores a los presentados en trimestre anteriores del año, producto de disminución presentada en la generación térmica, que dejó gas disponible para ser comercializado. Informe Financiero a diciembre de 23 11
Con respecto a los otros costos operacionales, estos presentaron un incremento importante respecto a los trimestres anteriores debido principalmente a la causación de gasto personal asociados a vacaciones de fin de año, compensación variable de los trabajadores que va a ser pagada al año siguiente, entre otros. Así mismo se presentaron gastos de vigilancia, mantenimiento y ambientales principalmente, ya presupuestados pero que sólo se ejecutaron hasta el último trimestre del año Respecto a igual trimestre del año anterior, adicional a lo mencionado en el párrafo precedente, este rubro refleja el mayor costo de gastos de personal y demás gastos asociados a la central Amoyá los cuales estaban siendo capitalizados. 17% Otros costos operacionales Costos Operacionales 4T 22 Costos Operacionales 4T 23 5% Transferencias 35% Transferencias 30% de Ley y otros Compras de Ley y otros Compras de energía de energía 22% Otros costos operacionales 4% 15% Combustibles 8% Depreciación 19% Cargos por uso y conexión al STN 18% Combustibles 9% Depreciación 17% Cargos por uso y conexión al STN Fuente: ISAGEN 12 Informe Financiero a diciembre de 23
Resultados acumulados año 23 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales Utilidad Operacional EBITDA Utilidad Neta 7% 16% 18% 16% 13% 6% Principales cifras 23 22 % Variación Generación (GWh) 10.322 9.684 7 Ingresos operacionales (Millones $) 2.002.814 1.731.539 16 Costos operacionales (Millones $) 1.305.374 1.106.249 18 Utilidad Operacional (Millones $) 581.3 5.455 16 Margen Operacional 29% 29% - EBITDA (Millones $) 692.636 610.492 13 Margen EBITDA 35% 35% - Provisión Impuesto de Renta (Millones $) (130.187) (48.682) 167 Utilidad Neta (Millones $) 433.966 460.903-6 Margen neto 22% 27% - Ingresos operacionales 23 22 % Variación Contratos Nacionales 1.370.1 1.300.9 5 Contratos Internacionales 198.467 128.351 55 Transacciones en Bolsa 287.890 164.480 75 AGC 73.952 47.198 57 Desviaciones 969 987-2 Gas 63.400 81.819-23 Servicios Técnicos 8.035 7.803 3 TOTAL 2.002.814 1.731.539 16 * Valores en millones de pesos Al cierre del año 23, los ingresos operacionales de ISAGEN presentaron un incremento del 16% frente a los obtenidos durante el año anterior, siendo del orden de $2.002.814 millones. Este comportamiento de los ingresos, se debe principalmente a: Informe Financiero a diciembre de 23 13
Los ingresos por venta de energía en contratos nacionales representaron el 68% del total de ingresos operacionales obtenidos durante el año. Estos ingresos fueron 5% superiores a los registrados en el año anterior, producto de los mejores precios de los contratos. Los ingresos por ventas de energía a Venezuela presentaron un incremento del 55% frente a los ingresos obtenidos el año pasado, explicado principalmente por la mayor cantidad de energía vendida y los mejores precios, pasando de exportar 478 GWh en el año 22 a exportar 715 GWh en el año 23, valor que ha sido el más alto desde que se tienen registros. El incremento en los ingresos por ventas de energía en el mercado spot se dieron por los mayores precios de la energía, la mayor generación y la optimización de la operación comercial. Los ingresos por este concepto representaron el 14% de los ingresos totales, y se incrementaron en un 75% respecto a los obtenidos en el año 22. Los ingresos por comercialización de gas disminuyeron significativamente durante el año 23, esto debido a la utilización del gas para operar la planta térmica Termocentro, cuya generación aumentó este año en 211%. Ingresos Operacionales 22 Ingresos Operacionales 23 9% Transacciones en Bolsa 7% Contratos Internacionales 1,6% AGC 5% 1% Gas Otros 13% Transacciones en Bolsa 10% Contratos Internacionales 4% AGC 3% 0,4% Gas Otros 75% Contratos Nacionales 68% Contratos Nacionales Fuente: ISAGEN 14 Informe Financiero a diciembre de 23
Costos operacionales 23 22 % Variación Compras de energía 457.025 383.573 19 Cargos por uso y conexión al STN 228.921 222.751 3 CND, CRD S y SIC 7.994 7.259 10 Transferencia (Ley 99/93) 38.020 35.885 6 Contribución FAZNI 11.822 11.386 4 Depreciación 103.904 100.096 4 Combustibles 252.064 170.111 48 Otros costos operacionales 205.624 175.188 17 TOTAL 1.305.374 1.106.249 18 * Valores en millones de pesos Al cierre del año 23, los costos operacionales de ISAGEN ascendieron a $1.305.374 millones, 18% superiores a los registrados en el año 22. Este crecimiento en los costos está explicado por lo siguiente: Dentro del rubro de compra de energía se encuentran los siguientes conceptos: 23 22 % Variación COMPRAS DE ENERGÍA 457.024 383.572 19 Compras de energía 264.281 195.303 35 Devolución de cargo por confiabilidad 100.536 83.176 21 Restricciones y costos 92.207 105.093-12 * Valores en millones de pesos Las compras de energía presentaron un crecimiento del 35% durante el año 23, crecimiento inferior al presentado durante el año 22 gracias a la mayor generación de ISAGEN, lo cual está directamente relacionado con el incremento en la devolución del cargo por confiabilidad. Informe Financiero a diciembre de 23 15
Costos Operacionales 22 Costos Operacionales 23 5% Transferencias de Ley y otros 35% Compras de energía 4% Transferencias de Ley y otros 35% Compras de energía 16% Otros costos operacionales 16% Otros costos operacionales 15% Combustibles 19% Combustibles 9% Depreciación 20% Cargos por uso y conexión al STN 8% Depreciación 18% Cargos por uso y conexión al STN Fuente: ISAGEN Utilidad operacional y EBITDA Tanto los márgenes operacionales como el monto de EBITDA y utilidad operacional en el cuarto trimestre mostraron una recuperación en comparación con los dos trimestres anteriores del año, esto gracias a las mejores condiciones hidrológicas para ISAGEN, la generación térmica de Termocentro y a la optimización de la operación comercial. Analizando el año corrido se observa el resultado de unos márgenes iguales a los obtenidos en el año 22, sin embargo se resalta el crecimiento en los montos de EBITDA y utilidad operacional en un 13% y 16% respectivamente. Aun cuando el año 23 ha sido un año con altos niveles de compras en el mercado spot y mayor generación térmica, la optimización en la operación horaria en la bolsa sumado a los mayores ingresos por venta de energía a Venezuela y en el mercado spot, permitió obtener un resultado operacional satisfactorio. 16 Informe Financiero a diciembre de 23
EBITDA y Margen EBITDA (trimestral y acumulado) 43% 39% 38% 35% 13% 22 23 EBITDA $610.462 $692.636 34% 30% 32% Margen EBITDA 35% 35% 29% 180.147 192.790 154.397 173.803 121.322 146.967 154.596 179.076 1T 2T 3T 4T 22 23 22 23 * Valores en millones de COP Fuente: ISAGEN Utilidad Operacional y Margen Operacional (trimestral y acumulado) 36% 16% 22 23 34% 31% 29% 24% 29% 27% Utilidad Operacional Margen Operacional $5.455 $581.3 29% 29% 22% 152.581 167.297 126.289 147.885 94.961 118.213 127.625 147.618 1T 2T 3T 4T 22 23 22 23 * Valores en millones de COP Fuente: ISAGEN Utilidad neta Al cierre del año 23, la utilidad neta de la compañía fue de $433.966 millones, 6% inferior a la obtenida a la del año anterior. Este resultado se vio influenciado principalmente por la provisión del impuesto de renta y el resultado de las valorizaciones de los activos fijos. Informe Financiero a diciembre de 23 17
Utilidad Neta y Margen Neto (trimestral y acumulado) 29% 27% 29% 6% 22 23 22% 22% 21% 23% 19% Utilidad Neta Margen Neto $460.903 $433.966 27% 22% 122.123 110.891 111.799 109.852 87.954 93.677 139.034 119.544 1T 2T 3T 4T 22 23 22 23 * Valores en millones de COP Fuente: ISAGEN A lo largo del año, los resultados netos de la compañía se vieron afectados por la provisión del impuesto de renta al incluir el efecto de la reforma tributaria y específicamente del registro de la provisión del impuesto CREE. En el siguiente cuadro se detalla la provisión del impuesto de renta registrada en el año 23. Provisión Impuesto de renta Ordinario CREE Diferido Total Trimestre 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 Trimestre 4 11.289 12.212 6.729 30.230 TOTAL 61.618 45.487 23.082 130.187 * Cifras en millones de pesos Fuente: ISAGEN Dentro de las cifras no operacionales se resalta la variación en otros ingresos y egresos no operacionales, principalmente por cuenta del registro de la provisión por $4.138 millones y la recuperación de provisión por $8.639 millones, como resultado del avalúo sobre los activos fijos que se realiza cada tres años por peritos especializados. 18 Informe Financiero a diciembre de 23
Balance general Activos El activo total de ISAGEN creció 3% durante el cuarto trimestre de 23 y 12% en el año completo. Se destacan los siguientes movimientos: Liquidación costos de activos en construcción a activos en operación por $50.095 millones en el trimestre correspondientes a los proyectos Manso y Amoyá que entraron en operación comercial en Junio. El total registrado en el año por este concepto fue de $571.182 millones. Durante el 23 se adquirieron activos y se emprendieron obras de construcción por $1.8.807 millones. Durante el cuatro trimestre se registró por este concepto la suma de $350.607. Crecimiento del 24% en el rubro de valorizaciones ocasionado por el avalúo sobre los activos fijos que se hace cada tres años. Activos Corte Diciembre 23 Corte Septiembre 23 % Variación Trimestral Corte Diciembre 22 % Variación Año corrido Activo Corriente 652.631 839.457-22 782.073-16,6 Activo No Corriente 6.109.626 5.830.758 5 5.320.452 14,8 Valorizaciones 793.084 638.993 24 639.740 24,0 TOTAL ACTIVO 7.555.341 7.309.208 3 6.742.265 12,1 * Valores en millones de pesos Pasivo Pasivo y Patrimonio Corte Diciembre 23 Corte Septiembre 23 % Variación Trimestral Corte Diciembre 22 % Variación Año corrido Pasivo 3.525.891 3.553.393-1 3.111.208 13,3 Patrimonio 4.029.450 3.755.815 7 3.631.057 11,0 * Valores en millones de pesos Los movimientos más significativos en el pasivo de la compañía corresponden a los desembolsos de crédito requeridos para el financiamiento de la construcción del proyecto Sogamoso. Se desembolsaron durante el año COP 418.736 millones y USD 69,2 millones y en el último trimestre COP 177.675 millones y USD 10 millones. El detalle de los desembolsos realizados durante el año y en el último trimestre es el siguiente: Año 23 COP 418.077 millones Club Deal COP 659 millones Leasing USD 14 millones JBIC USD 55 millones HERMES Ultimo trimestre COP 177.675 millones Club Deal USD 10 millones HERMES En cuanto a la variación del patrimonio se resalta el crecimiento del 24% en el rubro de valorizaciones ocasionado por el avalúo sobre los activos fijos que se hace cada tres años y la utilidad del ejercicio 23. Informe Financiero a diciembre de 23 19
Balance general a 31 de diciembre de 22 y 23 (Millones de pesos) ACTIVO Diciembre 23 Diciembre 22 Variación % PASIVO Y PATRIMONIO Diciembre 23 Diciembre 22 Variación % Activo corriente Disponible 228.943 178.118 29 Recaudo democratización 212 208 2 Inversiones portafolio 20.335 65 31185 Deudores 282.205 373.286-24 Gastos pagados por anticipado 21.113 13.817 53 Inventarios 89.434 84.591 6 Derechos en fideicomiso 347 120.125-99,7 Otros activos 10.042 11.863-15 TOTAL ACTIVO CORRIENTE 652.631 782.073-16,55 ACTIVO NO CORRIENTE Deudores Clientes 0 1.976-100 Difícil cobro 1.435 2.409-40 Otros 23.205 19.225 21 Anticipos y avances proyectos 53.805 182.687-71 Provisión deudores (1.435) (4.384) -67 77.0 2.913-62 Inversiones 513 519-1 Propiedades planta y equipo, 5.838.541 4.968.707 18 neto 5.839.054 4.969.226 18 Diferidos y otros activos Cargos diferidos 33.978 36.438-7 Otros activos 83.481 37.431 123 Bienes adq leasing 76.103 75.444 1 193.562 149.313 30 TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 6.109.626 5.320.452 15 Valorizaciones 793.084 639.740 23,97 PASIVO CORRIENTE Obligaciones financieras 35.176 49.884-29 Prima emision de bonos 6.232 6.232 0 Cuentas por pagar 182.918 300.697-39 Impuestos y contribuciones 51.555 49.878 3 Obligaciones laborales 12.208 10.633 15 Pasivos estimados 67.053 12.583 433 Otros pasivos 43.520 62.934-31 TOTAL PASIVO CORRIENTE 398.662 492.841-19 PASIVO NO CORRIENTE Obligaciones financieras exterior 593.004 488.737 21 Obligacion bonos 850.000 850.000 0 Prima bonos 34.713 41.022-15 Obligaciones credito club deal 1.084.250 669.178 62 Leasing lp 76.103 75.444 1 Impuesto al patrimonio 0 30.321-100 Obligaciones laborales 62.051 64.111-3 Retenciones contractuales 56.252 46.306 21 Litigios y demandas 2.929 1.176 149,1 Cuentas por pagar 0 7.406-100 Deposito fondo solidaridad 1.070 1.2 6 Impuesto diferido 366.857 343.654 7 TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 3.127.229 2.618.367 19,4 TOTAL PASIVO 3.525.891 3.111.208 13,3 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 433.966 460.903-6 Efecto cambio PGCP-amort -19.399-19.399 0 acum Superávit por valorizacion 793.084 639.740 23,97 TOTAL PATRIMONIO 4.029.450 3.631.057 11,0 TOTAL ACTIVOS 7.555.341 6.742.265 12,1 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 7.555.341 6.742.265 12,1 20 Informe Financiero a diciembre de 23
Estado de resultados a 31 de diciembre de 22 y 23 (Millones de pesos) Trimestral 23 Acumulado 1T 2T 3T 4T 22 23 Variación % INGRESOS OPERACIONALES 494.864 508.741 484.814 514.395 1.731.539 2.002.814 16 Energía 481.866 490.390 477.159 481.965 1.641.917 1.931.380 18 Gas 11.504 16.483 6.113 29.300 81.819 63.400-23 Servicios técnicos 1.494 1.868 1.542 3.129 7.803 8.033 3 COSTOS DE VENTAS 302.539 333.690 340.979 328.166 1.106.249 1.305.374 18 Compras de energía 104.176 129.063 126.639 97.147 383.573 457.025 19 Cargos por uso y conexion al STN 56.267 61.058 57.052 54.544 222.751 228.921 3 CND, CRD S Y SIC 2.003 2.047 1.918 2.026 7.259 7.994 10 Transferencia Ley 99 / 93 9.584 9.380 9.259 9.797 35.885 38.020 6 Contribución FAZNI 3.009 2.911 2.914 2.988 11.386 11.822 4 Depreciación 23.847 24.000 26.924 29.133 100.096 103.904 4 Combustibles 63.317 61.3 67.827 59.907 170.111 252.064 48 Otros gastos operacionales 40.336 44.218 48.446 72.624 175.188 205.624 17 UTILIDAD BRUTA 192.325 175.051 143.835 186.228 625.290 697.439 12 GASTOS OPERACIONALES DE ADMINISTRACIÓN 25.028 27.166 25.622 38.610 123.835 116.426-6 UTILIDAD OPERACIONAL 167.297 147.885 118.213 147.618 5.455 581.4 16 MARGEN OPERACIONAL 34% 29% 24% 29% 29% 29% INGRESOS NO OPERACIONALES Intereses 5.836 4.390 3.122 4.561 32.536 17.908-45 Portafolio 31 29 5-142 66-54 Diferencia en Cambio - 165 1.244 288 5.959 1.699-71 Otros ingresos 5.207 4.729 4.045 14.570 29.381 28.551-3 11.074 9.313 8.416 19.419 68.8 48.224-29 GASTOS NO OPERACIONALES Intereses 8.591 10.550 7.986 7.154 41.872 34.281-18 Portafolio - 847-134 475 981 107 Diferencia en Cambio 3.515 (2.345) 1.110 1.087 1.424 3.369 137 Otros gastos 11.345 3.766 2.455 8.889 16.117 26.454 64 23.451 12.818 11.551 17.264 59.888 65.085 9 UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 154.920 144.380 115.078 149.773 509.585 564.153 11 PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA (44.029) (34.528) (21.4) (30.229) (48.682) (130.187) 167 UTILIDAD NETA 110.891 109.852 93.677 119.544 460.903 433.966-6 Margen neto 22% 22% 19% 23% 27% 22% Estados financieros pendientes de aprobación de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Informe Financiero a diciembre de 23 21