PRESENTACIÓN RESULTADOS TERCER TRIMESTRE 2010 - Noviembre 2010
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PRESENTACIÓN RESULTADOS TERCER TRIMESTRE 2010 Noviembre 2010
DESCARGO DE RESPONSABILIDAD El presente documento ha sido preparado por ISAGEN S.A. E.S.P. (en adelante ISAGEN) y su contenido es de carácter informativo e ilustrativo. Aunque la información contenida en este documento se basa en fuentes consideradas fiables, ISAGEN no puede garantizar la exactitud y veracidad de la misma. Las opiniones presentadas en este documento representan las de ISAGEN en este momento, y están por tanto sujetas a enmiendas y alteraciones. ISAGEN no es responsable de ninguna pérdida directa o reducción de beneficios que pueda resultar del uso de la información contenida en el presente documento.
AGENDA
HECHOS RELEVANTES
Mayores afluencias hidrológicas por la presencia del Fenómeno “La Niña”
en el tercer trimestre del año. Se espera que dicho fenómeno permanezca
hasta el primer trimestre del 2011.
El trasvase Guarinó entró en operación el pasado 31 de agosto,
incrementando la energía media anual de la central Miel I en un 21% (308
GWh año).
Registro contable de la provisión del Laudo Arbitral proferido por el caso de
la demanda sobre la construcción de la central hidroeléctrica Miel I por
$114.000 millones.
ISAGEN fue destacada como la empresa con la mayor adopción de prácticas
de Buen gobierno Corporativo, en el sector de Servicios Públicos (tercer
año consecutivo) y en el Sector Real (segundo año consecutivo), según la
encuesta del Código País.
Firma de convenios con el BID y COLCIENCIAS para avanzar en los estudios
de prefactibilidad del Proyecto Geotérmico del Macizo del Nevado del Ruiz.
Se acordaron ajustes a las condiciones del crédito con seguro OPIC, con el
fin de lograr coherencia entre éste crédito y la nueva deuda de la empresa.AGENDA
CAMBIOS REGULATORIOS
Decreto MME 2730 Estableció las nuevas políticas y directrices con base en las cuales se
de 2010 reestructurará la industria y el mercado de gas natural por redes
Reglamenta en parte el Decreto 2730. Establece los criterios generales
Resolución CREG 126
para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el
de 2010
esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte.
Resolución CREG 121
Modifica el precio de reconciliación negativa de un generador.
de 2010
Resolución 181651 de
Declaró la finalización del racionamiento programado de gas.
2010
Resolución CREG 138 Deja publica toda la información, excepto los precios de oferta de los
de 2010 generadores.AGENDA
DEMANDA DE ENERGÍA
El incremento en la demanda respecto al 2009 está Demanda Nacional Acumulada
relacionado con la recuperación económica y por la
presencia del fenómeno El Niño en los primeros meses del
año.
40.539 GWh 42.002 GWh
El menor crecimiento en la demanda durante los últimos
meses obedece al menor uso de aires acondicionados, 3,47%
debido a las bajas temperaturas.
5.08% 4.98%
4.86%
4.70%
4.17%
3.95% 3.97%
3.47%
2.44%
13,202
13,873
17,607
18,484
22,194
23,272
26,608
27,859
31,262
32,565
35,912
37,337
40,593
42,002
8,642
8,983
4,574
4,465
ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE
DEMANDA ACUMULADA 2009 (GWh) DEMANDA ACUMULADA 2010 (GWh) VARIACIÓNGENERACIÓN DE ENERGÍA DE ISAGEN
Generación Acumulada
Respecto al segundo trimestre del año, la
generación de ISAGEN ascendió un 29%.
7.241 GWh 6.452 GWh
Durante el último trimestre la generación se ha 11%
venido recuperando producto de una mayor
afluencia hidrológica por la presencia del
Fenómeno “La Niña”. 943
940
858
794
787
732 650 786
752
636 768 846 954
567 633 732 798
518
Generación ISAGEN 2010 Generación ISAGEN 2009DISPONIBILIDAD
89.1% 93.4%
Total ISAGEN
89.6%
La disponibilidad real fue mayor a la esperada en todas las plantas, gracias a la buena gestión
en mantenimiento, modernización y ajustes al plan de mantenimiento.
Capacidad
Disponibilidad Disponibilidad
Central Efectiva
Real (%) Esperada (%)
(MW)
San Carlos 1,240 86.6 83.5
Miel l 396 98.3 96.9
Jaguas 170 84.5 81.8
Calderas 20 97.2 96.9
Total Hidraúlica 1,826 89.1 86.4
Termocentro 280 93.4 88.7
Total ISAGEN 2,106 89.6 86.7PRECIOS DEL MERCADO
Respecto a los dos trimestres anteriores, este último trimestre presentó los más bajos niveles
de precios de bolsa, debido a los grandes aportes hidrológicos del Sistema.
El repunte en septiembre se puede atribuir al inicio de mantenimientos en cerca del 15% de la
capacidad instalada del sistema, preparándose para afrontar la estación de verano.
PRECIO DE BOLSA PRECIO DE CONTRATOS
114
199 191 198 112 112
110
184 110
154 109
151
108 108 108
128 107 107
127 126 106
105
134 113 104
124 104 104
117 103 103
110
89 92
83 85
PRECIO BOLSA 2009 PRECIO BOLSA 2010 PRECIO CONTRATOS 2009 PRECIO CONTRATOS 2010AGENDA
RESULTADOS OPERACIONALES - INGRESOS
El crecimiento promedio a septiembre de los ingresos
operacionales en los últimos 5 años es del 14%
+1%
+ 23%
+ 10% 1,055,860 1,066,381
+ 20%
855,718
778,409
646,571
Sep-06 Sep-07 Sep-08 Sep-09 Sep-10RESULTADOS OPERACIONALES
INGRESOS - TRIMESTRAL
-13% 16%
388.327 377.252 3%
351.919
337.209 342.215
325.318
1T 2T 3T
2009 2010
El tercer trimestre del año fue un periodo caracterizado por altas afluencias
hidrológicas.RESULTADOS OPERACIONALES - INGRESOS
• Incremento en contratos nacionales por la mayor demanda de clientes finales industriales.
• Disminución de ventas de energía en bolsa por la menor generación del primer semestre y por
los bajos precios en el tercer trimestre.
• Menos ingresos por venta de Gas debido a los menores consumos de Clientes Finales
Industriales y Mayoristas.
Acumulado Septiembre 2009 Acumulado Septiembre 2010
Gas Gas
Otros 4% AGC Otros
3%
AGC 6%
Transacciones en Transacciones en
bolsa bolsa
29% 19%
Contratos
Contratos Nacionales Contratos
Internacionales 62% Nacionales
4% 73%RESULTADOS OPERACIONALES - COSTOS
El crecimiento promedio a septiembre en los últimos cinco años
es del 11%
+ 7%
+ 4%
+ 7%
593,483
+ 24% 556,968
534,992
502,272
405,139
Sep-06 Sep-07 Sep-08 Sep-09 Sep-10RESULTADOS OPERACIONALES
COSTOS - TRIMESTRAL
12% 24% -13%
215.418 207.765
193.190 196.232
167.547 170.303
1T 2T 3T
2009 2010
La disminución en los costos se explica por el bajo consumo de combustibles y
menores compras de energía durante el tercer trimestre.RESULTADOS OPERACIONALES - COSTOS
• Menores compras de energía por la mayor generación gracias a aportes hidrológicos.
• Aumento en los costos por cargos por uso y conexión debido a una mayor demanda de clientes
finales industriales.
• Incremento en los costos de combustibles por la necesidad de este en el primer semestre del
año para la generación de Termocentro.
Acumulado Septiembre 2009 Acumulado Septiembre 2010
General, Personal General, Compras de
y otros Compras de energía
Personal y otros
18% energía 30%
17%
32%
Combustibles
9% Combustibles
13%
Depreciación
13% Depreciación
12%
Contribución Cargos por uso
Cargos por uso y Contribución y conexión
FAZNI
Transferencia conexión FAZNI 22%
1% CND, CRD´S Y SIC Transferencia CND, CRD´S Y
(Ley 99/93) 21% 1%
(Ley 99/93) SIC
1%
4% 1%
4%EBITDA Y UTILIDADES
EBITDA
49%
46%
Utilidad Neta
43% 42%
40%
Enero – Sept Enero – Sept
2009 2010
$321.896 mill $208.705 mill
278,599
310,686
359,681
520,571
493,214
-35%
Sep-06 Sep-07 Sep-08 Sep-09 Sep-10
EBITDA (Mill$) MARGEN EBITDA (%)
Utilidad Operacional
42%
39%
33%
Los niveles de márgenes de EBITDA y utilidad 31%
30%
operacional registrados en el acumulado a
septiembre se empiezan a cercar a los obtenidos en
igual periodo del año anterior.
201,883
230,730
280,176
443,509
413,232
Vale la pena recordar que el año anterior fue un
periodo excepcionalmente bueno favorecido por las
Sep-06 Sep-07 Sep-08 Sep-09 Sep-10
condiciones hidrológicas.
UTILIDAD OPERACIONAL (Mill$) MARGEN OPERACIONAL (%)EBITDA Y UTILIDADES - TRIMESTRAL
Frente a los dos primeros trimestres de 2010 se nota una recuperación de las utilidades
y los márgenes, gracias a una mayor afluencia hidrológica, lo que ha llevado a una menor
necesidad de compra de energía y un bajo consumo de gas.
UTILIDAD OPERACIONAL EBITDA
47% 53%
44% 52%
45% 53%
39% 39% 46% 42%
31% 35%
207.222
131.897
168.856
175.147
144.494
186.169
180.612
104.978
142.242
148.796
159.459
120.654
1T 2T 3T 1T 2T 3T
2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010BALANCE GENERAL
ACTIVOS 5.298.925 millones
1.072.559
Activo Corriente 1.217.909
• Disminución del disponible para proyectos de
3.195.945
inversión. Activo No
Corriente 2.696.538
• Construcción y montaje en curso por $777.695 1.030.421
millones, correspondiente al avance en la Valorizaciones 1.035.410
construcción de los proyectos de generación.
Septiembre 2010 Diciembre 2009
PASIVO Y PATRIMONIO
•Desembolso del 10% del Club Deal.
3.375.411
Patrimonio 3.345.863
•Registro de la provisión por $114.422 millones,
correspondiente al laudo proferido por el tribunal
1.923.514
arbitral, en el caso Miel I.
Pasivo 1.603.994
•Pago de segunda cuota de intereses de los bonos.
Septiembre 2010 Diciembre 2009
Cifras en millones de pesosAGENDA
PLAN DE EXPANSIÓN-AVANCES
Proyecto Trasvase Manso
Trasvase Guarinó 70,33%
Proyecto Hidroeléctrico del Río Amoyá
66,33%
Proyecto Hidroeléctrico Sogamoso
20,05%
Entró en operación el 31 de agosto. Incrementará
la energía media anual de Miel I en un 21%
Financiación Sogamoso
El 11 de noviembre se realizará la Con el fin de optimizar la
colocación del segundo tramo de la financiación, ISAGEN se encuentra
Emisión de Bonos de Deuda Pública trabajando en la negociación de otras
Interna por $400.000 millones con lo alternativas relacionadas con la
cual se logrará completar la deuda Financiación de equipos.
requerida por el Proyecto Sogamoso.PLAN DE EXPANSIÓN-EVOLUCIÓN
Las condiciones de ISAGEN en el año 2009 planteaban potenciales riesgos para
la efectiva implementación del Proyecto Sogamoso.
Diagramación del EmbalsePLAN DE EXPANSIÓN-EVOLUCIÓN
ISAGEN 2009 ISAGEN HOY
Incertidumbre para la consecución de ISAGEN ha logrado obtener cerca del 83% de la
recursos necesarios para el Proyecto deuda requerida por el proyecto
Incertidumbre por la venta de la El gobierno actual manifestó su intención de
participación de la Nación en ISAGEN NO vender su participación en ISAGEN
ISAGEN logró renegociar su deuda con OPIC
Renegociación de condiciones financieras para que las condiciones se ajustaran a la nueva
de la deuda actual deuda requerida para el proyecto
Con el avance en las obras subterráneas del
Riesgo Geológico Proyecto Sogamoso, está despejado su
riesgo geológico
El Proyecto avanza de acuerdo al cronograma
establecido y en la contratación se ha logrado
Riesgo de ejecución
un ahorro de cerca de $400.000 millones en
el presupuesto del proyecto.PLAN DE EXPANSIÓN-EVOLUCIÓN
ISAGEN ha logrado mitigar los riesgos que afrontaba en el año 2009 gracias a su gestión
tanto en el desarrollo del Proyecto Sogamoso como en la estructuración financiera del
mismo.
Excavación de la caverna de transformadores Panorámica de la planta de concretosAGENDA
PERSPECTIVAS
Se realizará la segunda Emisión de Bonos de Deuda Pública
Interna en el mes de noviembre.
En diciembre se llevará a cabo la desviación del río, lo cual
marcará un hito en el desarrollo del Proyecto Hidroeléctrico
Sogamoso.
Con las afluencias hidrológicas y las condiciones del mercado, se
espera que el año continúe mejorando a nivel operacional y
termine con resultados similares a los del 2009 o superiores.
Se espera que en el último trimestre de 2010, se expidan por
parte de la GREG, importantes Resoluciones que desarrollen las
políticas y directrices establecidas en el Decreto MME 2730 de
2010, en relación con la industria y el mercado de gas.GRACIAS
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