Informe Financiero Primer trimestre de 2016 Al cierre del primer trimestre del año, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $877.914 millones, 44% superiores a los registrados en el primer trimestre del año pasado. El EBITDA obtenido fue de $132.591 millones, un 59% inferior al obtenido el año pasado y en el primer trimestre se obtuvo una pérdida neta de $111.408 millones. En el presente informe entregaremos una breve explicación de los principales cambios regulatorios del mercado energético ocurridos durante el trimestre, analizaremos el comportamiento del mercado y sus implicaciones en los resultados financieros del trimestre. Regulación de la industria DNP contrató un estudio donde espera recibir recomendaciones de necesidades de modificación de mercado de energía, relacionados entre otros aspectos con la contratación de largo plazo, posibilidades de cambio hacia un mercado multinodal, cambios en el Cargo por Confiabilidad, entre otros. ESTUDIO DE MERCADO DNP Y MONITOREO DE MERCADO SIC La Superintendencia de Industria y Comercio - SIC está diseñando indicadores de monitoreo de mercado para los generadores, relacionados con los diferenciales de precios de contratos, reconciliaciones positivas y el comportamiento en la bolsa de energía. En la actualidad, ISAGEN, tanto directamente como a través de los gremios está participando en las reuniones en donde tanto el DNP como la SIC están informando sobre los avances de sus estudios y propuestas. De otra parte se construyen propuestas propias para participar en la discusión de estos estudios y propuestas por parte del DNP y de la SIC. RESOLUCIÓN CREG 025 Regulación permanente Define el procedimiento de activación de la Respuesta de la Demanda - RD, en condiciones críticas, para poder contar con la Demanda Desconectable Voluntaria, anillo de seguridad del Cargo por Confiabilidad. 1
RESOLUCIÓN CREG 026 Regulación transitoria, debe ser derogada por la CREG Flexibiliza las exigencias de medida y registro para que los autogeneradores y generadores que cuenten con plantas con capacidad igual o superior a 1MW puedan iniciar la entrega de energía al sistema. RESOLUCIÓN CREG 027 Regulación transitoria, saldrá otra reglamentación del tema Modifica la remuneración de AGC y define procedimiento transitorio para la asignación de la reserva de regulación. El precio de referencia para la remuneración será el Precio de Bolsa, precio al cual se remunera la energía efectivamente generada. Adicionalmente, la holgura asignada (una para subir y otra para bajar) se remunerará al CERE mientras la CREG establezca un procedimiento de subasta para establecer el valor definitivo. RESOLUCIÓN CREG 028 Regulación transitoria mientras esté vigente la 172, debe ser derogada o que la hidrología del SIN sea el 90% Modifica la Resolución 172 de 2015, relacionada con el desempate de las ofertas hidroeléctricas, que cambia la fórmula del factor de reserva para considerar las plantas que se derratean. RESOLUCIÓN CREG 029 Regulación transitoria, finalizó en la Resolución CREG 051 de 2016 publicada en abril 23 Establece incentivos de ahorro para el mercado regulado. El recaudo para pagar los incentivos se hará entre los usuarios que no ahorren y los generadores que tengan desviaciones de las OEF. 2
RESOLUCIÓN CREG 041 de 2016 Modificada por la 54 de 2015, regulación permanente Adiciona reglas de garantías para amparar la energía firme incremental para el Cargo por Confiabilidad por la coyuntura actual. Luego de que se presente una ejecución de garantía por incumplimiento de ENFICC Incremental, la garantía deberá reponerse por el doble del valor y cambiando el evento de incumplimiento de los tres días del nivel de embalse por debajo del Nivel ENFICC Probabilístico por el incumplimiento en el pago de las transacciones mensuales. Una vez finalice el periodo crítico se vuelve a reducir el valor de la garantía y se vuelve al evento de incumplimiento anterior a esta norma. RESOLUCIÓN CREG 043 de 2016 Aclara la fecha de aplicación de la Resolución 176 de 2015 que cambió la liquidación de las Reconciliaciones Negativas a raíz de lo sucedido durante el verano y de otras normas expedidas sobre el mismo tema que presentaban impactos diferentes a la demanda y a los generadores. Establece que a pesar que la Resolución CREG 176 de 2015 fue expedida a finales de octubre, la vigencia de la norma es desde el 10 de septiembre. 3
Mercado energético Demanda Nacional de Energía Generación de Energía ISAGEN Precio Promedio Bolsa 1T 2016 Precio Promedio Contratos 1T 2016 3,7% 35% 677 $/kwh 155 $/kwh Demanda de energía Al cierre del primer trimestre del año, la demanda de energía del Sistema Interconectado Nacional fue de 16.616 GWh, 3,7% superior a la registrada en el mismo periodo del año anterior. El crecimiento de la demanda estuvo explicado por el aumento de la demanda regulada (Distribuidoras) que creció un 5,3%, esto debido al incremento de las temperaturas a causa del Fenómeno El Niño que hace que en algunas regiones del país se incremente el consumo de aires acondicionados, bombeos de acueducto y riego. La demanda no regulada (Grandes consumidores) presentó un incremento 0,6%. Por otro lado, se activaron planes de ahorro de energía incentivados por el Gobierno y los agentes. Demanda Nacional de energía (GWh) Demanda primer trimestre 2015: 15.891 GWh 2016: 16.616 GWh 5.310 5.585 5.048 5.464 5.533 5.567 Enero Febrero Marzo Fuente: XM - Portal BI Demanda Nacional 2015 Demanda Nacional 2016 4
Aportes hídricos y evolución de las reservas del SIN En lo corrido del año 2016, los aportes hídricos estuvieron por debajo de la media histórica. En el siguiente gráfico se puede ver cómo ha sido el comportamiento histórico de los aportes, resaltando el primer trimestre de cada año. Los modelos climáticos internacionales muestran un retorno a condiciones normales en el pacífico ecuatorial para finales del segundo trimestre. Adicionalmente los modelos muestran una probabilidad del 58% de que se desarrolle un fenómeno La Niña para el tercer trimestre y del 71% para el final del 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 Oct/15 Ene/16 Fuente: XM 5
Aportes hídricos (Promedio acumulado %) Enero Febrero Marzo Antioquia 50,06 59,09 51,25 Oriente 73,74 57,13 54,00 Centro 47,18 58,87 67,57 Caribe 69,61 63,43 36,67 Valle 38,91 44,62 77,36 SIN 50,74 57,55 57,53 San Carlos (Punchiná) 65,38 75,25 59,07 Miel I (Amaní) 19,90 46,25 74,63 Jaguas (San Lorenzo) 54,04 57,06 39,09 Sogamoso 70,08 64,50 55,52 Fuente: XM Reservas del SIN (GWh) Al cierre del primer trimestre del año, las reservas del SIN estaban en el 30,97% del volumen útil. El evento de Guatapé*, redujo en aproximadamente 14% las reservas energéticas del sistema y las afluencias a la Cadena Nare - Guatapé en aproximadamente un 50%. Se espera que a partir del segundo trimestre inicie el proceso de debilitamiento del fenómeno climático y mejoren las afluencias a los embalses. * La Hidroeléctrica Guatapé, de Empresas Públicas de Medellín (EPM), pertenece a la cadena del oriente Antioqueño compuesta adicionalmente por las plantas Jaguas, Playas y San Carlos. El día 15 de febrero se produjo una falla en los cables de potencia de uno de los bloques de generación de la planta, lo cual produjo un incendio que se transmitió y afectó todos los cables de potencia de la planta afectando la totalidad de la central. La energía almacenada en el embalse Guatapé quedó atrapada, reduciendo las reservas del sistema en aproximadamente 14% y reduciendo los aportes hacia la central San Carlos. Como medida de mitigación, EPM decidió bombear agua a través del vertedero para alimentar el resto de la cadena, con el cual se trasvasó hasta 12,6 m 3 /s entre los meses de marzo y abril. 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 01/03/2011 GWh 01/05/2011 01/07/2011 01/09/2011 01/11/2011 01/01/2012 01/03/2012 01/05/2012 01/07/2012 01/09/2012 01/11/2012 01/01/2013 01/03/2013 01/05/2013 01/07/2013 01/09/2013 01/11/2013 01/01/2014 01/03/2014 01/05/2014 01/07/2014 01/09/2014 01/11/2014 01/01/2015 01/03/2015 01/05/2015 01/07/2015 01/09/2015 01/11/2015 01/01/2016 01/03/2016 Fuente: XM Portal BI 6
Precios de mercado En el primer trimestre del año, el precio promedio de bolsa fue de 677 $/kwh, presentándose un precio promedio superior en todos los meses de 2016 comparado con los registrados en el primer trimestre del año pasado. Esto refleja la etapa más crítica del fenómeno de El Niño y la indisponibilidad de la Central Guatapé después del 15 de febrero. Con respecto a los precios de contratos en el mercado, el precio promedio del primer trimestre del año fue de 155 $/kwh, con un comportamiento en línea con el crecimiento del IPP y la incorporación de las condiciones del mercado en los contratos renovados a lo largo del año (efecto de la devaluación y las condiciones energéticas). 830 554 646 Precio promedio de bolsa ($/kwh) 190 168 206 Enero Febrero Marzo Precio bolsa 2015 Precio bolsa 2016 151 156 156 Precio promedio contratos ($/kwh) 135 135 138 Enero Febrero Marzo Precio contratos 2015 Precio contratos 2016 Fuente: XM Portal BI 7
Generación de energía Al cierre del primer trimestre del año, la generación de ISAGEN fue de 2.416 GWh, 35% inferior a la obtenida en el primer trimestre del año pasado que fue de 3.701 GWh, lo cual está explicado principalmente por las menores afluencias hídricas producto del fenómeno de El Niño y por la menor generación en San Carlos derivada de las menores afluencias por la indisponibilidad de la central Guatapé desde mediados del mes de febrero. Generación mensual de ISAGEN (GWh) Generación ISAGEN primer trimestre 1.215 791 1.269 829 1.217 796 2015: 3.701 GWh 2016: 2.416 GWh Enero Febrero Marzo Generación 2015 Generación 2016 Fuente: XM - Portal BI Generación de las centrales de ISAGEN (GWh) En lo corrido del año, la generación de todas las centrales hidroeléctricas de ISAGEN ha sido inferior a la registrada en el primer trimestre del año pasado, lo cual esta explicado por todo lo mencionado anteriormente (Bajos aportes hídricos producto del fenómeno de El Niño e indisponibilidad de la Central Guatapé). Con respecto a la generación de la central térmica, esta estuvo un 1% por encima de la obtenida durante el año pasado, lo cual ha sido un soporte a la menor generación hidroeléctrica. Sogamoso Amoyá Termocentro San Carlos Jaguas Miel Calderas 51 75 12 16 142 165 226 539 516 513 489 938 931 1.505 Fuente: XM - Portal BI 1T 2016 1T 2015 8
Resultados financieros primer trimestre 2016 Generación de Energía Ingresos Operacionales Costos Operacionales EBITDA Utilidad Neta 35% 44% 154% 59% 215% Principales cifras 1T 2015 1T 2016 Variación % Generación (GWh) 3.701 2.416-35 Ingresos operacionales (Millones $) 611.508 877.914 44 Costos operacionales (Millones $) 295.728 752.133 154 Gastos de administración (Millones $) 56.989 54.884-4 Utilidad operacional (Millones $) 258.791 70.897-73 Margen Operacional 42% 8% - EBITDA (Millones $) 319.513 132.591-59 Margen EBITDA 52% 15% - Gastos Financieros 98.532 98.372 0 Provisión Impuesto de Renta (Millones $) 68.062 32.510-52 Utilidad / Pérdida neta (Millones $) 96.546 (111.408) -215 Margen Neto 16% -13% - Ingresos operacionales 1T 2015 1T 2016 Variación % Contratos Nacionales 484.213 563.950 16 Transacciones en Bolsa 150.733 177.360 18 Devolución cargo por confiabilidad (62.523) (7.336) -88 AGC 36.028 134.894 274 Desviaciones 118 2.106 1685 Gas 1.546 3.470 124 Servicios Técnicos 1.394 3.470 149 Total 611.508 877.914 44 9
En el primer trimestre del año, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron $877.914 millones, 44% superiores a los registrados en el mismo trimestre del año pasado. Dicho incremento estuvo explicado por lo siguiente: En el primer trimestre del año se vendieron 2.973 GWh en contratos, 2% superior a la energía vendida en el mismo trimestre de 2015 que fue 2.912 GWh. Lo anterior sumado a unos mayores precios de la energía en contratos producto del IPP y de las nuevas condiciones de mercado para los contratos nuevos, hizo que los ingresos por ventas en contratos fueran superiores a los percibidos el año pasado. Los ingresos por este concepto, representaron el 64% de los ingresos totales obtenidos en el primer trimestre del año. Los ingresos por ventas de energía en bolsa representaron el 20% del total de los ingresos del trimestre y fueron superiores en un 18% a los obtenidos en el mismo trimestre del año pasado. Estos mayores ingresos están explicados principalmente por precios más altos en bolsa, producto de los menores aportes hídricos por el Fenómeno El Niño y por el impacto del evento ocurrido en la Central Guatapé. La menor generación presentada en el primer trimestre del año hizo que se presentara una menor devolución de cargo por confiabilidad, pasando de $62.523 millones en el primer trimestre de 2015 a $7.336 millones en el primer trimestre de este año. Los ingresos por la prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia AGC tuvieron una participación del 15% dentro de los ingresos totales del trimestre. Estos mayores ingresos obedecen a una mayor asignación de AGC y su correspondiente remuneración. Los ingresos por venta de gas fueron superiores debido a la venta de gas disponible durante los días de mantenimiento de una unidad de la central Termocentro. Costos operacionales 1T 2015 1T 2016 Variación % Transacciones en Bolsa 37.343 418.482 1021 Cargos por uso y conexión al STN 55.138 66.026 20 CND, CRD'S Y SIC 3.365 3.309-2 Transferencia (Ley 99/93) 14.552 9.533-34 Contribución FAZNI 4.410 4.022-9 Depreciación 58.632 59.695 2 Combustibles 65.437 123.211 88 Otros gastos operacionales 56.850 67.855 19 Total 295.728 752.133 154 En el primer trimestre del año, los costos operacionales de ISAGEN ascendieron a $752.133 millones, presentándose un incremento significativo frente a lo presentado en el primer trimestre del año pasado. Dicho incremento estuvo explicado por lo siguiente: 10
Los egresos por transacciones en bolsa durante el primer trimestre del año tuvieron una participación del 56% dentro del total de los costos del periodo. Este rubro esta desagregado así: 1T 2015 1T 2016 Variación % TRANSACCIONES EN BOLSA 37.343 418.482 1021 Compras de energía 20.598 372.871 1710 Responsabilidad comercial AGC 11.167 23.945 114 Restricciones y otros 5.578 21.665 288 Las compras de energía del trimestre fueron muy superiores a las registradas en el primer trimestre del año pasado, lo cual está explicado por la menor generación, que conllevó a acudir al mercado de bolsa para cumplir con los compromisos comerciales de contratos y cargo por confiabilidad, donde se presentaron precios que estuvieron por encima de los registrados en el primer trimestre del año anterior, como se explicó anteriormente. Los costos por combustibles tuvieron una participación del 16% dentro de los costos totales del trimestre. El incremento presentado en este rubro obedece a que durante el primer trimestre del año el 16% de la operación de la central Termocentro requirió el uso de diésel, que es un combustible más costoso. El 84% restante se respaldó con gas natural. Resultado operacional 1T 2015 1T 2016 Variación % Ingresos Operacionales 611.508 877.914 44 Costos Operacionales 295.728 752.133 154 Gastos administrativos 56.989 54.884-4 Total costos y gastos operacionales 352.717 807.017 129 Utilidad operacional 258.791 70.897-73 EBITDA 319.513 132.591-59 Margen Operacional 42% 8% -81 Margen EBITDA 52% 15% -71 El resultado operacional obtenido de $70.897 millones (ingresos operacionales menos costos operacionales y gastos administrativos) fue 73% inferior al obtenido en igual trimestre del año anterior. Esto debido al incremento en los costos operativos por causa de las mayores compras de energía a mayores precios en el mercado spot. Todo esto por la menor generación, producto de El Niño y del evento en la central Guatapé. En el mismo sentido, el EBITDA a cierre del trimestre fue de $132.591 millones disminuyendo 59% respecto al trimestre 1 de 2015. 11
Resultado neto 1T 2015 1T 2016 Variación % Utilidad operacional 258.791 70.897-73 Ingresos financieros y otros ingresos 7.927 32.207 306 Gastos financiero 98.532 98.372 0 Otros gastos 3.579 83.630 2237 Provisión impuesto de renta 68.062 32.510-52 Utilidad / Pérdida neta 96.545 (111.408) -215 La pérdida neta se origina principalmente por el menor resultado operacional obtenido (73% inferior) más el reconocimiento de los costos de rompimiento de la operación de indexación del crédito OPIC ($67.701 millones), toda vez que se reconoció contablemente el efecto de la aceleración del pago del crédito por el cambio de control. Sin embargo, este efecto se reversa en el segundo trimestre del año cuando se hace efectivo el cambio de línea de crédito y deja de tener validez la necesidad de prepago de dicha deuda. Finalmente, la provisión de impuesto de renta del trimestre fue del orden de $32.510 millones, inferior en 52% a la registrada en el primes trimestre del año 2015, esto debido a la menor utilidad. El siguiente es el detalle de la provisión. Marzo 2015 Marzo 2016 Variación % Ordinario 31.183 - -100 CREE 12.643 1.491-88 Sobretasa 6.984 946-86 Diferido 17.251 30.073 74 Total 68.061 32.510-52 Balance general Activos Las cuentas del activo no presentaron ninguna variación significativa. Corte Marzo 2016 Corte Diciembre 2015 Variación Trimestral % Activo Corriente 996.278 982.888 1,4 Activo No Corriente 7.329.621 7.385.887-0,8 Total Activo 8.325.899 8.368.775-0,5 12
Pasivo y Patrimonio En las cuentas del pasivo se destacan los siguientes movimientos: Se pagaron intereses sobre los créditos financieros por valor de $114.491 millones y USD 553.508 y se realizaron amortizaciones de créditos en dólares por valor de USD 1.7 millones. Se reconoció contablemente el efecto de la aceleración del pago del crédito OPIC por el cambio de control, trasladando al corto plazo el saldo de la deuda OPIC por $331.780 millones. Sin embargo, este efecto se reversa en el segundo trimestre del año cuando se hace efectivo el cambio de línea de crédito y deja de tener validez la necesidad de prepago de dicha deuda. Corte Marzo 2016 Corte Diciembre 2015 Variación Trimestral % Pasivo Corriente 1.076.661 680.308 58,3 Pasivo No Corriente 3.900.347 4.228.167-7,8 Total Pasivo 4.977.008 4.908.475 1,4 Total Patrimonio 3.348.891 3.460.300-3,2 Por otro lado, se hizo el registro de la destinación de las utilidades 2015, aprobada por la Asamblea general de accionistas celebrada en marzo 30 de 2016, así: Constitución de la reserva establecida en el Artículo 130 del Estatuto Tributario por valor de $296.617 millones. Constitución de la reserva ocasional para mantener la calificación de riesgo y cumplir con los compromisos con acreedores por valor de $764 millones. 13
Balance general (Millones de pesos) Activos ACTIVO NO CORRIENTE Propiedades planta y equipo, neto Marzo 2016 Marzo 2015 Variación % 7.209.285 7.268.037-0,81 7.209.285 7.268.037-0,81 Intangibles y otros activos Cargos Diferidos 908 909-0,11 Otros Activos 76.867 73.535 4,53 77.775 74.444 4,47 Deudores Clientes 57 56 1,79 Anticipo compra combustible líquido 24.211 22.418 Difícil Cobro 8.365 8.465-1,18 Otros 18.265 20.904-12,62 Provisión deudores (8.421) (8.521) -1,17 42.477 43.322-1,95 Inversiones 84 84 0,0 TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 7.329.621 7.385.887-0,76 Pasivo y Patrimonio Marzo 2016 Marzo 2015 Variación % CAPITAL SOCIAL Autorizado: 2.726.072.000 acciones comunes de valor unitario de $49 Suscrito y pagado 133.578 133.578 0,00 Reserva Art.130 E.T 1.166.289 869.671 34,11 Reserva legal 68.027 68.027 0,00 Superávit de capital 49.344 49.344 0,00 Ganancias retenidas 1.268.260 1.268.261 0,00 Reserva ocasional inversiones 38.446 38.446 0,00 Reserva ocasional - calificacion 721.670 720.906 0,11 Utilidad de ejercicios anteriores 0 0 0,00 Otro resultado integral 14.685 14.685 0,00 Utilidad del ejercicio (111.408) 297.382-137,46 TOTAL PATRIMONIO 3.348.891 3.460.300-3,22 PASIVO NO CORRIENTE Obligaciones financieras 260.499 612.025-57,44 Obligación bonos 683.848 724.161-5,57 Obligaciones crédito Club Deal 2.037.398 2.001.556 1,79 Leasing LP 86.246 89.996-4,17 Obligaciones laborales 101.071 98.862 2,23 Litigios y demandas 4.202 4.202 0,00 Depósito fondo solidaridad 13.585 13.940-2,55 Impuesto diferido 713.498 683.425 4,40 TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 3.900.347 4.228.167-7,75 ACTIVO CORRIENTE Inventarios (neto) 101.219 97.705 3,60 Deudores (neto) 586.078 475.313 23,30 Otros activos 35.700 43.534-18 Inversiones renta fija 3.533 1.822 93,91 Disponible 269.552 364.318-26,01 Recaudo democratizacion 196 195 0,51 TOTAL ACTIVO CORRIENTE 996.278 982.888 1,36 PASIVO CORRIENTE Obligaciones financieras 625.215 310.486 101,37 Retenciones contractuales 11.197 12.688-11,75 Cuentas por pagar 295.632 285.460 3,56 Impuestos y contribuciones 37.305 16.773 122,41 Obligaciones laborales 7.448 18.624-60,01 Pasivos estimados 17.028 7.484 127,53 Otros pasivos 82.836 28.793 187,69 TOTAL PASIVO CORRIENTE 1.076.661 680.308 58,26 TOTAL PASIVO 4.977.008 4.908.475 1,40 TOTAL ACTIVOS 8.325.899 8.368.775-0,51 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 8.325.899 8.368.775-0,51 14
Estado de resultados A 31 de Marzo de 2015 y 2016 (millones de pesos) 1T 2015 1T 2016 Variación % INGRESOS OPERACIONALES 611.508 877.914 44 Energía 608.568 870.974 43 Gas 1.546 3.470 124 Servicios técnicos 1.394 3.470 149 COSTOS DE VENTAS 295.728 752.133 154 Transacciones en bolsa 37.343 418.482 1021 Cargos por uso y conexión al STN 55.138 66.026 20 CND, CRD S Y SIC 3.365 3.309-2 Transferencia Ley 99 / 93 14.552 9.533-34 Contribución FAZNI 4.410 4.022-9 Depreciación 58.632 59.695 2 Combustibles 65.437 123.211 88 Otros gastos operacionales 56.850 67.855 19 UTILIDAD BRUTA EN VENTAS 315.780 125.781-60 Otros ingresos 2.271 16.762 638 Gastos de administración (56.989) (54.884) -4 Otros gastos (3.579) (83.630) 2237 Ingresos financieros 5.656 15.445 173 Gastos financieros (98.532) (98.372) 0 UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 164.607 (78.898) -148 PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA (68.062) (32.510) -52 UTILIDAD NETA 96.545 (111.408) -215 MARGEN NETO 16% -13% Relacionamiento con Inversionistas: Líneas: Medellín +57 (4) 325 79 79 / 325 79 78 Correo electrónico: ir@isagen.com.co