Informe Financiero primer semestre de 2015. ISAGEN registró en el

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Informe
Financiero
Primer semestre 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.
En el primer semestre del año, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $1.319.190 millones, y
el EBITDA fue de $642.967 millones, ambos superiores a los registrados durante el año pasado en un
16% y 73% respectivamente. La utilidad neta del semestre fue de $211.723 millones, 1% inferior a la
obtenida en el primer semestre del año 2014.
A continuación, presentamos los principales cambios regulatorios, comportamiento del mercado energético y resultados financieros del segundo trimestre del año y acumulado.
Regulación de la industria
Esta resolución regula la actividad de autogeneración a gran escala en el
Sistema Interconectado Nacional (SIN). El autogenerador a gran escala que
quiera entregar excedentes a la red deberá ser representado por un generador en el mercado de energía mayorista.
Resolución CREG 024
de 2015
Establece que el autogenerador podrá utilizar los activos de uso de distribución y/o transmisión para entregar los excedentes de energía y para usos
de respaldo.
En la resolución se presentan los detalles de las condiciones de conexión y
medida, condiciones de respaldo y suministro de energía, cubrimiento del
Cargo por Confiabilidad, entre otros aspectos.
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1
Propuesta para modificar la forma en que las plantas de generación con
capacidad efectiva igual o inferior a 20 MW participan en el mercado de
Cargo por Confiabilidad.
Proyecto de
Resolución CREG 037
de 2015
Esta propuesta hace una discriminación a la forma de remunerar estas
plantas entre: (1) aquellas que no pertenecen a empresas de generación
que tienen plantas despachadas centralmente (todas las que ofertan en
Bolsa de Energía) o que son inferiores a 5 MW y (2) PNDC que pertenecen
a agentes que tienen otras plantas que se despachan centralmente.
En términos prácticos, las plantas independientes y las PNDC de menos de
5 MW seguirían con los privilegios actuales de no tener que hacer devoluciones de Cargo por Confiabilidad por generaciones por encima de su energía
firme. Para las PNDC de grupos ya establecidos (como sería el caso de la
planta Calderas), la propuesta ofrece una transición de 5 años para plantas
de más de cinco años de antigüedad, tiempo durante el cual se seguirían
aplicando las reglas de PNDC independientes. Finalizada la transición, estas plantas comenzarían una remuneración del Cargo por Confiabilidad similar a la que tienen las plantas despachadas centralmente, lo que significa
una reducción efectiva en sus ingresos por Cargo por Confiabilidad.
Adopta la reglamentación del programa de respuesta de la demanda, RD,
para el mercado diario en condición crítica, es decir, cuando el precio de
bolsa supere el precio de escasez.
El producto del programa será la cantidad de demanda de energía reducida
en MWh, con respecto a los consumos de energía del usuario o grupo de
usuarios que son representados por parte de un comercializador.
Resolución CREG 011
de 2015
La reducción de energía será ofertada al Mercado Mayorista de Energía
por parte del comercializador de acuerdo con las metodologías definidas,
a cambio de recibir la diferencia del precio de bolsa y el precio de escasez
por la energía reducida.
Aplica a los comercializadores que representan a los usuarios interesados
en participar voluntariamente en el programa de respuesta de la demanda, así como a la liquidación y recaudo de las transacciones asociadas a
dicho programa, que operará dentro de la Bolsa de Energía del Mercado
Mayorista.
Cada usuario deberá tener su frontera comercial con reporte al ASIC. El
Centro Nacional de Despacho, CND, y el Administrador del Sistema de
Intercambios Comerciales, ASIC, tendrán a su cargo la coordinación operativa y las transacciones comerciales derivadas del programa, respectivamente. XM tiene tres meses para poner en funcionamiento el mecanismo.
2
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Mediante esta Resolución se dictan las disposiciones generales que regirán los mecanismos de cobertura en las subastas de gas natural de largo
plazo a cargo del Gestor de Mercado:
1. Criterios generales que deben cumplir las garantías:
•Entidad bancaria con calificación de riesgo crediticio de la deuda de
largo plazo.
•Pago en una cuenta bancaria en Colombia.
•Garantías irrevocables e incondicionales.
•Pago inmediato e incondicional.
•Garantías líquidas y fácilmente realizables.
Resolución CREG 065
de 2015
•El valor pagado deberá ser igual al valor total de la cobertura.
•La entidad financiera otorgante deberá renunciar a requerimientos judiciales, extrajudiciales.
2. Tipos de garantías:
•Garantía bancaria
•Carta de crédito stand by
•Prepago
3. Procesos a cubrir: Los procesos en los cuales se usaran estas
garantías serán:
•Subastas de contratos firmes bimestrales.
•Subastas de contratos firmes de largo plazo.
•Subastas de capacidad de transporte en los procesos de úselo o véndalo de largo plazo.
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3
Mercado energético
Demanda Nacional
de Energía
Precio Promedio Bolsa
1S 2015
Precio Promedio Contratos
1S 2015
191,4 $/kWh
136,8 $/kWh
Generación de
Energía ISAGEN
3,4%
34%
Demanda de energía
En el primer semestre del año, la demanda de energía del Sistema Interconectado
Nacional fue de 32.206 GWh, 3,4% superior a la demanda acumulada a junio del año
2014 que fue de 31.184 GWh.
El crecimiento del 3,4% se debió principalmente al incremento del 4,6% de la demanda
regulada (consumo residencial y pequeños negocios) ocasionado por el incremento de
temperaturas en varias regiones del país. Entre tanto, la demanda de energía del mercado no regulado creció el 1,1% frente al semestre del año pasado.
5.413
5.218
5.623
5.411
5.278
5.169
5.533
5.317
5.048
4.902
1S 2014: 31.184 GWh
5.310
Demanda Nacional
5.167
Demanda Nacional de energía (GWh)
1S 2015: 32.206 GWh
Enero
Fuente: XM - Portal BI
4
Febrero
Marzo
Demanda Nacional 2014
Abril
Mayo
Junio
Demanda Nacional 2015
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Aportes hídricos y evolución de las reservas del SIN
Durante el año 2015, solo en los meses de febrero y junio los aportes hídricos al Sistema Interconectado Nacional - SIN
han estado por encima de la media histórica. En el siguiente grafico se han resaltado los meses del segundo trimestre
de cada año, con el fin de ver la evolución histórica que ha venido teniendo lo aportes en dicho período
Aportes hídricos al SIN
(% media)
250
225
200
175
150
125
100
75
50
25
Abr/15
Ene/15
OCt/14
Jul/14
Abr/14
Ene/14
Oct/13
Jul/13
Abr/13
Ene/13
Oct/12
Jul/12
Abr/12
Ene/12
Oct/11
Jul/11
Abr/11
Ene/11
Oct/10
Jul/10
Abr/10
Ene/10
0
Fuente: XM - Portal BI
Aportes hídricos (Promedio Acumulado %)
Enero
Febrero
Marzo
Antioquia
83,59
102,48
85,44
Oriente
88,96
126,32
61,3
Abril
Mayo
Junio
92,8
79,41
62,88
106,06
75,4
162,8
Centro
66,65
110,28
100,24
92,99
43,47
120,44
Caribe
67,22
114,93
50,33
80,99
78,81
92,32
Valle
60,74
84,01
105,75
81,42
57,78
70,67
SIN
78,34
104,76
86,46
94,44
68,65
107,78
San Carlos ( Punchiná)
134,33
173,74
159,91
182,55
146,65
179,36
Miel I (Amaní)
100,24
92,96
105,37
81,51
40,54
58,13
96,4
126,29
88,17
99,88
93,59
69,39
68,75
133,18
108,49
119,45
43,96
58,99
Jaguas (San Lorenzo)
Sogamoso
Fuente: XM
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
5
Reservas del SIN (GWh)
En el mes de junio se puede ver una recuperación en los niveles de las reservas del
Sistema Interconectado Nacional, asociado a los mayores aportes hidrológicos que se
presentaron en este mismo mes, principalmente en la zona centro y oriente del país. Con
respecto a los aportes a las centrales de ISAGEN (Miel, Jaguas y Sogamoso), al cierre de
trimestre estos estaban del orden del 60% respecto a la media histórica.
16.000,00
14.000,00
12.000,00
GWh
10.000,00
8.000,00
6.000,00
4.000,00
2.000,00
Ene
01
2010
Abril
01
2010
Julio
01
2010
Oct
01
2010
Ene
01
2011
Abril
01
2011
Julio
01
2011
Oct
01
2011
Ene
01
2012
Abril
01
2012
Julio
01
2012
Oct
01
2012
Ene
01
2013
Abril
01
2013
Julio
01
2013
Oct
01
2013
Ene
01
2014
Abr
01
2014
Julio
01
2014
Oct
01
2014
Ene
01
2015
Abr
01
2015
Fuente: XM – Portal BI
Precios de mercado
Durante el primer semestre del año, el precio promedio de bolsa fue de 191,4 $/kWh,
notándose una disminución significativa frente al año pasado, sobretodo en el segundo trimestre (2T 2014: 364,5 $/kWh - 2T 2015: 194,8 $/kWh), explicada principalmente
por un pico en el precio de la energía en bolsa en el segundo trimestre del año pasado, ocasionado por la expectativa de fenómeno de niño ante una alta probabilidad de
ocurrencia, que llevó a los generadores a almacenar agua.
El precio promedio de los contratos durante el primer semestre del año fue de
136,8 $/kWh, comportamiento que estuvo el línea con el comportamiento del IPP y las
condiciones del mercado.
6
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
Precio promedio de bolsa ($/kWh)
382,7
371,9
189,6
189,6
161,0
168,2
Enero
Febrero
240,4
206,4
151,6
160,8
Marzo
Abril
Precio Bolsa 2014
338,8
183,2
Mayo
Junio
Precio Bolsa 2015
Precio promedio contratos ($/kWh)
134,9
134,8
138,0
137,1
136,7
126,1
Enero
128,7
130,0
Febrero
Marzo
Precio Contratos 2014
Abril
137,7
138,2
133,5
132,1
Mayo
Junio
Precio Contratos 2015
Generación de energía
En el primer semestre del año la generación acumulada de ISAGEN fue de 7.250 GWh,
34% superior a la obtenida en el primer semestre del año pasado que fue de 5.413 GWh.
El incremento en la generación se dio principalmente por el nuevo aporte de la generación de la central Sogamoso. La producción de esta planta tuvo una participación del
27% dentro del total de la generación de la Compañía. Por su parte, la generación de San
Carlos representó el 41,4% de la generación de la compañía, mostrando un crecimiento
en la generación del 9%, frente a la presentada en el primer semestre del año pasado.
La central Termocentro continuó generando durante el primer semestre del año, teniendo una participación del 13% dentro de la generación total de ISAGEN en el periodo del
análisis.
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
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Enero
Febrero
Marzo
Abril
Generación 2014
Mayo
1.035
749
1.204
823
1.310
842
1.217
1.073
1.269
923
1.215
1.003
Generación mensual de ISAGEN (GWh)
Junio
Fuente: XM - Portal BI
Generación 2015
Generación de las centrales de ISAGEN (GWh)
En el primer semestre del año,
la generación hídrica tuvo una
participación del 86,5% en el
total de la energía generada
por la Compañía y la térmica
del 13,5%. Si se analiza la generación por centrales, vemos
una reducción frente a igual
periodo del año anterior en las
centrales Miel y Jaguas ya que
se han visto afectadas por los
aportes hidrológicos bajos en
la región de Antioquia en lo
corrido del año.
Sogamoso
1.955
187
188
Amoyá
977
1.095
Termocentro
3.002
2.742
San Carlos
309
354
Jaguas
784
Miel I
Calderas
996
36
38
1S 2015
1S 2014
Fuente: XM - Portal BI
8
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
Resultados segundo trimestre 2015
Generación de Energía
Ingresos Operacionales
47%
7%
Principales cifras
Generación (GWh)
Ingresos operacionales (Millones $)
Costos operacionales (Millones $)
Gastos de administración (Millones $)
Utilidad operacional (Millones $)
Margen Operacional
EBITDA (Millones $)
Margen EBITDA
Gastos Financieros
Provisión Impuesto de Renta (Millones $)
Utilidad Neta (Millones $)
Margen neto
Costos Operacionales
EBITDA
26%
Utilidad Neta
146%
41%
1T 2015
2T 2015
2T 2014
Variación %
3.701
662.865
347.085
56.989
258.791
39%
319.513
48%
98.532
68.062
96.548
15%
3.549
656.325
362.400
29.462
264.463
40%
323.454
49%
103.821
69.492
115.175
18%
2.414
612.407
492.136
25.844
94.427
15%
131.459
21%
12.857
14.918
81.786
13%
47
7
-26
14
180
146
130
708
366
41
-
1T 2015
2T 2015
2T 2014
Variación %
484.213
0
150.733
24.861
118
1.546
1.394
662.865
499.149
0
132.151
21.380
394
1.295
1.956
656.325
464.701
4.970
69.388
69.802
412
1.626
1.508
612.407
7
-100
90
-69
-4
-20
30
7
Ingresos operacionales
Contratos Nacionales
Contratos Internacionales
Transacciones en Bolsa
AGC
Desviaciones
Gas
Servicios Técnicos
TOTAL
* Valores en millones de pesos
En el segundo trimestre del año, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $656.325 millones, 7% superiores
a los obtenidos en el segundo trimestre de 2014. Este incremento esta explicado principalmente por los siguientes
hechos:
• En el segundo trimestre del año, las cantidades de energía vendida en contratos tuvieron un incremento del 5%
frente al mismo periodo del año pasado. Este incremento en las cantidades vendidas unido a unos mayores precios de venta de energía en contratos permitió que los ingresos por este concepto tuviera un incremento del 7%
frente al trimestre de 2014.
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
9
Ventas en Contratos (GWh)
Fuente: XM - Portal BI
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
TOTAL
2015
2014
960
961
991
974
1.013
987
5.886
Variación %
885
843
866
845
991
1.000
5.430
8
14
14
15
2
-1
8
• Los ingresos por ventas de energía en bolsa tuvieron una participación del 20% dentro del total de ingresos del trimestre, presentando un incremento del 90% frente al
segundo trimestre del año pasado, el cual está explicado por la mayor generación
de energía que ha tenido la Compañía principalmente por el nuevo aporte de la generación 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 3% dentro del total de los ingresos del trimestre.
• Los ingresos por comercialización de gas durante el trimestre fue inferior, debido a
que el Gas fue empleado para la generación de Termocentro.
• El ingreso por concepto de servicios técnicos presentó un incremento del 30% respecto al mismo trimestre del año 2014, debido al aumento en las adecuaciones realizadas por los clientes finales industriales para dar cumplimiento al nuevo Código de
Medida, resolución CREG 038 de 2014.
Ingresos operacionales 2T 2014
11%
AGC
11%
Transacciones
en Bolsa
Ingresos operacionales 2T 2015
0,3% 0,3%
Gas
3%
Otros
20%
0,2% 0,4%
Gas
Otros
AGC
Transacciones
en Bolsa
1%
Contratos
Internacionales
76%
Contratos
Nacionales
76%
Contratos
Nacionales
Fuente: ISAGEN
10
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
Costos operacionales
Transacciones en bolsa
Cargos por uso y conexión al STN
CND, CRD'S Y SIC
Transferencia (Ley 99/93)
Contribución FAZNI
Depreciación
Combustibles
Otros gastos operacionales
TOTAL
1T 2015
2T 2015
2T 2014
Variación %
88.700
55.138
3.365
14.552
4.410
58.632
65.437
56.850
347.085
99.191
50.803
3.390
13.992
4.398
57.112
64.573
68.941
362.400
280.839
53.025
1.956
8.955
2.750
34.978
63.636
45.997
492.136
-65
-4
73
56
60
63
1
50
-26
* Valores en millones de pesos
Durante el segundo trimestre del año, los costos operacionales de la Compañía fueron
de $362.400 millones y tuvieron una disminución del 26% frente a los obtenidos en el
mismo trimestre del año pasado. El comportamiento en los costos operacionales del
trimestre, está explicado por:
• Los egresos por transacciones en bolsa durante el trimestre tuvieron una participación del 27% dentro del total. Este rubro esta desagregado así:
TRANSACCIONES EN BOLSA
Compras de energía
Devolución de cargo por confiabilidad
Restricciones y otros
1T 2015
2T 2015
2T 2014
Variación %
88.700
20.598
62.524
5.578
99.191
32.841
54.124
12.226
280.839
246.779
18.628
15.432
-65
-87
191
-21
* Valores en millones de pesos
Las compras de energía del trimestre fueron considerablemente inferiores a las presentadas en el mismo trimestre del año pasado, efecto explicado principalmente
por la mayor generación que ha tenido ISAGEN durante el año, lo cual ha permitido
cumplir con los compromisos comerciales sin necesidad de comprar energía en la
bolsa.
En el segundo trimestre del año, la asignación de Obligación de Energía Firme del
Cargo por Confiablidad para ISAGEN fue de 3.173,07 GWh. Teniendo en cuenta que
la generación del trimestre fue superior, la devolución del cago por confiabilidad presentó un incremento del 191% respecto a la del año anterior.
• El incremento en las transferencias de Ley y otros está explicado principalmente por
el aumento de la generación de ISAGEN que en el segundo trimestre aumentó en un
47% comparado con la del mismo trimestre del año pasado.
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
11
• Los costos por depreciación presentaron un incremento del 63% frente al trimestre
del año anterior, explicado principalmente por la depreciación de Sogamoso que en
el trimestre ascendió a $22.227 millones.
• El incremento del 50% en los otros gastos operacionales se dio por el registro de
Gastos de personal principalmente asociados a Sogamoso, mantenimiento, reparaciones y servicios de vigilancia.
Costos operacionales 2T 2014
Costos operacionales 2T 2015
9%
3%
27%
19%
Otros gastos
operacionales
Transacciones
en bolsa
Otros gastos
operacionales
Transferencias
de Ley y otros
6%
Transferencias
de Ley y otros
13%
Combustibles
7%
Depreciación
18%
Combustibles
11%
Cargos por uso
y conexión al STN
57%
Transacciones
en bolsa
16%
Depreciación
14%
Cargos por uso
y conexión al STN
Fuente: ISAGEN
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Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
Resultados primer semestre 2015
Generación de Energía
Ingresos Operacionales
34%
Costos Operacionales
16%
Principales cifras
Generación (GWh)
Ingresos operacionales (Millones $)
Costos operacionales (Millones $)
Gastos de administración (Millones $)
Utilidad operacional (Millones $)
Margen Operacional
EBITDA (Millones $)
Margen EBITDA
Gastos Financieros
Provisión Impuesto de Renta (Millones $)
Utilidad Neta (Millones $)
Margen neto
11%
1S 2015
7.250
1.319.190
709.484
86.451
523.255
40%
642.967
49%
202.353
137.554
211.723
16%
1S 2014
5.413
1.138.609
798.274
49.714
290.621
26%
371.438
33%
38.674
66.091
213.857
19%
EBITDA
73%
Utilidad Neta
1%
Variación %
34
16
-11
74
80
73
423
108
-1
-
Ingresos operacionales
Contratos Nacionales
Contratos Internacionales
Transacciones en Bolsa
AGC
Desviaciones
Gas
Servicios Técnicos
TOTAL
1S 2015
1S 2014
Variación %
983.362
0
282.883
46.241
512
2.841
3.351
1.319.190
873.952
6.962
165.725
85.598
542
1.921
3.909
1.138.609
13
-100
71
-46
-6
48
-14
16
* Valores en millones de pesos
En el primer semestre del año, los ingresos operacionales de ISAGEN fueron de $1.319.190
millones, 16% superiores a los registrados en el primer semestre del año pasado. Este incremento está explicado principalmente por:
•Mayores ingresos por ventas de energía en contratos a clientes finales industriales y
mayoristas, producto de los mayores precios de energía e incremento en las cantidades
vendidas.
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
13
•Los ingresos por ventas de energía en bolsa se incrementaron gracias a la mayor
generación que ha venido teniendo la Compañía en lo corrido del año por la entrada
de la central Sogamoso.
•Los ingresos por AGC han sido inferiores en un 46% a los del año pasado, sin embargo, este es un tema cuyo resultado es producto de oportunidad en el mercado.
•Los ingresos por comercialización de gas tuvieron un incremento del 48% frente al
semestre del año pasado, explicado por la mayor disponibilidad de excedentes de
Gas para ser comercializados.
Ingresos operacionales 1S 2014
7,5%
Ingresos operacionales 1S 2015
0,2% 0,4%
Gas
AGC
4%
Otros
Gas
Otros
AGC
21%
15%
0,2% 0,3%
Transacciones
en Bolsa
Transacciones
en Bolsa
1%
Contratos
Internacionales
77%
75%
Contratos
Nacionales
Contratos
Nacionales
Fuente: ISAGEN
Costos operacionales
Transacciones en bolsa
Cargos por uso y conexión al STN
CND, CRD'S Y SIC
Transferencia (Ley 99/93)
Contribución FAZNI
Depreciación
Combustibles
Otros gastos operacionales
TOTAL
1S 2015
1S 2014
Variación %
187.891
105.941
6.755
28.544
8.808
115.744
130.010
125.791
709.484
365.928
100.818
3.916
20.204
6.172
76.644
132.848
91.745
798.274
-49
5
73
41
43
51
-2
37
-11
* Valores en millones de pesos
14
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
Los costos operacionales de ISAGEN durante el semestre fueron de $709.484 millones,
11% inferiores a los registrados en el primer semestre del año pasado, esta disminución
esta explicada por:
•La disminución presentada en el rubro de transacciones de energía, explicado principalmente por la considerable disminución en las compras de energía en bolsa, producto de la mayor generación de energía que tuvo la Compañía durante el semestre.
1S 2015
1S 2014
Variación %
187.891
53.439
116.648
17.804
365.928
281.370
51.163
33.395
-49
-81
128
-47
TRANSACCIONES EN BOLSA
Compras de energía
Devolución de cargo por confiabilidad
Restricciones y otros
* Valores en millones de pesos
• El incremento presentado en las transferencias y otros también está explicada por el
incremento de la generación de ISAGEN.
•El incremento en la depreciación y los otros costos operacionales está explicado por
la entrada en operación comercial de la central Sogamoso.
Costos operacionales 1S 2014
Costos operacionales 1S 2015
11%
4%
26%
18%
Otros gastos
operacionales
Transacciones
en bolsa
Otros gastos
operacionales
Transferencias
de Ley y otros
6%
Transferencias
de Ley y otros
17%
Combustibles
18%
10%
Combustibles
Depreciación
13%
Cargos por uso y conexión al STN
46%
Transacciones
en bolsa
16%
Depreciación
15%
Cargos por uso
y conexión al STN
Fuente: ISAGEN
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
15
Resultado
operacional
Ingresos operacionales
Costos operacionales
Gastos administrativos
Total costos y gastos operacionales
Utilidad operacional
EBITDA (Millones $)
Margen operacional (Millones $)
Margen EBITDA
1S 2015
1S 2014
Variación %
1.319.190
709.484
86.451
795.935
1.138.609
798.274
49.714
847.988
16
-11
74
-6
523.255
642.967
290.621
371.438
80
73
40%
49%
26%
33%
* Valores en millones de pesos
En términos operativos, en lo corrido del año la utilidad operacional de ISAGEN (ingresos
operacionales menos costos operacionales y gastos administrativos) fue de $523.255
millones, creciendo 80% respecto a igual resultado del año anterior. Por otro lado, la
compañía obtuvo en el semestre un EBITDA de $642.967 millones, 73% superior al obtenido en el primer semestre del año anterior.
Este mejor resultado operativo obedece principalmente a una eficiente gestión comercial, explicada anteriormente. Por su parte, el incremento presentado frente al año anterior obedece básicamente al efecto de la operación de la central Sogamoso. Cabe recordar que el resultado acumulado del semestre tiene el efecto del impuesto a la riqueza por
$29.983 millones, registrado en el primer trimestre del año.
Resultado
neto
1S 2015
1S 2014
Variación %
Utilidad operacional
523.255
290.621
80
Ingresos financieros y otros ingresos
Gastos financieros y otros gastos
Provisión impuesto de renta
34.897
208.875
137.554
33.905
44.579
66.091
3
369
108
Utilidad neta
211.723
213.857
-1
* Valores en millones de pesos
La utilidad neta al cierre del primer semestre fue de $211.723 millones, 1% 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 semestre ascendió a $163.048 millones de
intereses 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:
16
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
Ordinario
CREE
Sobretasa
Diferido
Total
1S 2015
1S 2014
Variación %
60.859
24.514
13.579
38.601
31.209
22.799
12.083
95
8
100
219
137.553
66.091
108
* Valores en millones de pesos
Balance general
Activos
Corte Junio 2015
Activo Corriente
Corte Marzo 2015 Corte Diciembre 2014
Variación trimestral
756.869
1.137.606
780.501
-33,5%
Activo No Corriente
7.352.017
7.334.683
7.344.961
0,2%
TOTAL ACTIVO
8.108.886
8.472.288
8.125.463
-4,3%
* Valores en millones de pesos
Los movimientos presentados en el activo durante el segundo trimestre de 2015 corresponden principalmente a la reducción del sado en caja, a cual fue utilizada para el pago
de impuestos y de los dividendos decretados por la Asamblea Ordinaria de accionistas.
Pasivo y Patrimonio
Corte Junio 2015
Corte Marzo 2015 Corte Diciembre 2014
Variación trimestral
Pasivo
4.732.964
5.211.542
4.479.949
-9,2%
Patrimonio
3.375.922
3.260.747
3.645.514
3,5%
* Valores en millones de pesos
La reducción del pasivo durante el segundo trimestre, está originado principalmente por
el pago de los dividendos decretados por la Asamblea Ordinaria de Accionistas por
$481.315 millones, el pago de la primera cuota del impuesto a la riqueza por $14.991
millones, el pago de la segunda cuota del impuesto de renta por $3.080 millones y el
pago de la primera cuota del impuesto CREE por $12.486 millones.
Adicionalmente se presentaron los siguientes movimientos en el pasivo, relacionados
con las obligaciones financieras: Se pagaron intereses sobre los créditos financieros por
valor de $42,899 millones y USD 650,582.63. Se realizaron amortizaciones de créditos en
dólares por valor de USD2,7 millones y por el crédito OPIC se amortizó a capital $15.100
millones y se pagaron intereses y prima por $21.449 millones.
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
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 segundo trimestre del año se entregará comparativa con el trimestre anterior, también preparado bajo NIIF, el cual por obvias
razones difiere 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 a junio 30 de 2014.
2T 2015
Resultado Local
83.676
Depreciación y amortización
Diferencia en impuesto diferido
Diferencia en cambio costo amortizado
Impacto a resultados por costo amortizado de la deuda
Otros menores
(8.145) Nota 1
(1.661) Nota 2
8.811 Nota 3
(1.597) Nota 4
703
Resultado Integral Total NIIF
81.786
* Valores en millones de pesos
18
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
Conciliación de resultados acumulados a
Junio 2014
Acumulado Junio
Resultado Local
230.749
Depreciación y amortización
Diferencia en impuesto diferido
Diferencia en cambio costo amortizado
Impacto a resultados por costo amortizado de la deuda
Otros menores
(22.635) Nota 1
4.083 Nota 2
5.310 Nota 3
(4.784) Nota 4
1.133
Resultado Integral Total NIIF
213.857
* Valores en millones de pesos
2. Conciliación Patrimonio
La conciliación Patrimonial a diciembre de 2014 es como sigue:
2014
Patrimonio según principios contables colombianos
Mas:
Costo atribuido de propiedad, planta y equipo
Impuesto al patrimonio
Ajuste costo amortizado deuda
Otros resultados integrales
Ajuste del costo de intangibles
Otros ajustes menores
Menos:
Valorizaciones de propiedad, planta y equipo norma colombiana
Diferencia en resultados
Diferencia en impuesto diferido
Beneficios laborales de largo plazo y cálculo actuarial
Retiro de estudios y proyectos en etapa de investigación
Retiro de activos fijos sin beneficios futuros
Ajuste costo amortizado deuda de empleados y accionistas
Total Patrimonio NIIF
4.248.300
698.254  Nota 1
121.286  Nota 5
29.316  Nota 4
15.966  Nota 6
6.790  Nota 7
663 
(792.618) Nota 1
(396.412) Nota 8
(129.614) Nota 2
(80.270) Nota 9
(41.955) Nota 10
(30.597) Nota 10
(3.595) Nota 11
3.645.514
* Valores en millones de pesos
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
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 $8.145 para el trimestre (abril - junio 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 y las primas de seguro del crédito OPIC.
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
20
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
NIIF fue imputado 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.
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.
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
21
Balance general
(Millones de pesos)
Activos
ACTIVO NO CORRIENTE
Propiedades planta y
equipo, neto
Intangibles y otros activos
Cargos Diferidos
Otros Activos
Deudores
Clientes
Difícil Cobro
Otros
Provisión deudores
Junio
2015
Diciembre Variación
2014
%
7.302.859
0,09
Autorizado: 2.726.072.000 acciones comunes de valor unitario de $25
7.309.707
7.302.859
0,09
357
20.462
357
22.085
0,00
-7,35
Suscrito y pagado
Reserva Art.130 E.T
Reserva legal
Superávit de capital
Ganancias retenidas
20.819
22.443
-7,23
-50,00
-3,99
9,76
-3,30
21.407
19.576
9,36
84
84
0,00
7.352.017
7.344.961
0,10
Inventarios (neto)
Deudores (neto)
Otros activos
Inversiones renta fija
Disponible
Recaudo democratizacion
98.155
343.914
219
71.532
242.854
195
109.449
341.941
288
84.522
244.086
215
-10,32
0,58
-24,09
-15,37
-0,50
-9,15
TOTAL ACTIVO CORRIENTE
756.869
780.501
-3,03
8.108.886
8.125.463
-0,20
ACTIVO CORRIENTE
TOTAL ACTIVOS
22
Diciembre Variación
2014
%
7.309.707
114
1.435
19.447
(1.421)
TOTAL ACTIVO NO
CORRIENTE
Junio
2015
CAPITAL SOCIAL
57
1.378
21.346
(1.374)
Inversiones
Pasivo y Patrimonio
133.578
869.671
68.027
49.344
1.664.673
68.152
806.884
51.134
49.344
1.664.673
96,00
7,78
33,04
0,00
0,00
Reserva ocasional
inversiones
38.446
38.446
0,00
Reserva ocasional calificacion
720.906
910.744
-20,84
Utilidad de ejercicios
anteriores
-396.412
-318.246
24,56
Otro resultado integral
Utilidad del ejercicio
TOTAL PATRIMONIO
15.966
211.723
3.375.922
15.966
358.417
3.645.514
0,00
-40,93
-7,40
520.762
911.725
516.054
917.015
0,91
-0,58
2.037.678
1.783.320
14,26
83.485
95.805
4.326
10.556
606.933
82.761
92.865
4.342
10.101
568.332
0,88
3,17
-0,37
4,50
6,79
4.271.270
3.974.789
7,46
101.332
59.256
174.452
59.828
6.436
15.479
44.911
461.694
4.732.964
96.537
70.806
238.678
23.040
18.039
28.926
29.132
505.159
4.479.949
4,97
-16,31
-26,91
159,67
-64,32
-46,49
54,16
-8,60%
5,65
8.108.886
8.125.463
-0,20
PASIVO NO CORRIENTE
Obligaciones financieras
Obligación bonos
Obligaciones crédito Club
Deal
Leasing LP
Obligaciones laborales
Litigios y demandas
Depósito fondo solidaridad
Impuesto diferido
TOTAL PASIVO NO
CORRIENTE
PASIVO CORRIENTE
Obligaciones financieras
Retenciones contractuales
Cuentas por pagar
Impuestos y contribuciones
Obligaciones laborales
Pasivos estimados
Otros pasivos
TOTAL PASIVO CORRIENTE
TOTAL PASIVO
TOTAL PASIVO Y
PATRIMONIO
Informe Financiero primer semestre de 2015 ISAGEN S.A. E.S.P.
Estado de resultados
A 30 de junio de 2014 y 2015 (millones de pesos)
Trimestral
1T
INGRESOS OPERACIONALES
2T
1S 2015
Acumulado
1S 2014
Variación %
662.865
656.325
1.319.190
1.138.609
16
659.925
653.073
1.312.999
1.132.780
16
Gas
1.546
1.296
2.841
1.921
48
Servicios técnicos
1.394
1.956
3.350
3.909
-14
347.085
362.400
709.484
798.274
-11
Transacciones en bolsa
88.700
99.191
187.891
365.928
-49
Cargos por uso y conexión al STN
55.138
50.803
105.941
100.818
5
3.365
3.390
6.755
3.916
73
14.552
13.992
28.544
20.204
41
4.410
4.398
8.808
6.172
43
Depreciación
58.632
57.112
115.744
76.644
51
Combustibles
65.437
64.573
130.010
132.848
-2
Otros gastos operacionales
56.850
68.941
125.791
91.745
37
UTILIDAD BRUTA EN VENTAS
315.781
293.925
609.706
340.335
79
2.271
3.500
5.771
8.583
-33
(56.989)
(29.462)
(86.451)
(49.714)
74
(3.577)
(2.946)
(6.522)
(5.905)
10
5.656
23.471
29.126
25.322
15
Gastos financieros
(98.532)
(103.821)
(202.353)
(38.674)
423
UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS
164.610
184.667
349.277
279.947
25
PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA
(68.062)
(69.492)
(137.554)
(66.091)
108
UTILIDAD NETA
96.548
115.175
211.723
213.857
-1
MARGEN NETO
15%
18%
16%
19%
-
Energía
COSTOS DE VENTAS
CND, CRD’S Y SIC
Transferencia Ley 99 / 93
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