PRESENTACION DE RESULTADOS EN LINEA Y TELECONFERENCIA SEPTIEMBRE DE 2015 FECHA: Noviembre 10 de 2015 RESUMEN Muy buenos días a todas las personas que se han conectado a esta teleconferencia. La idea es presentarles los resultados del tercer trimestre y en forma acumulada el año 2015. Para eso vamos a ver estos cinco puntos: hechos relevantes, la regulación de la industria hasta septiembre, el comportamiento del mercado tanto en general como ISAGEN, los resultados financieros que ha dado todo este ejercicio hasta el mes de septiembre, y finalmente haremos una corta presentación sobre la coyuntura que está atravesando la industria eléctrica y de la cual se habla en los medios de comunicación. HECHOS RELEVANTES Como hechos relevantes tenemos tres hechos: el primero es que nuevamente ISAGEN fue calificada con 100 puntos sobre 100 en relación con sus prácticas de transparencia, calificación dada por Transparencia por Colombia en la evaluación que hace de las empresas de servicios públicos. Igualmente, durante el tercer trimestre recibimos la noticia de que permanecimos en el índice Dow Jones que es el estándar más exigente en temas de sostenibilidad. Finalmente, la Junta Directiva autorizó una reclasificación contable. La razón de esta reclasificación es que este es el primer año en donde la información oficial de la empresa se hace bajo NIIF y se ha estado haciendo una revisión rigurosa de todos los conceptos, particularmente las devoluciones de cargo por confiabilidad y la responsabilidad comercial del AGC, encontrando que debían hacerse unas reclasificaciones para manejar en una forma más apropiada estos conceptos en la contabilidad. Más adelante revisaremos en más detalle sus implicaciones. REGULACIÓN DE LA INDUSTRIA En cuanto a la Regulación de la Industria tenemos como Resoluciones del trimestre las siguientes: La primera es la Resolución 088 de 2015, que hace unas aclaraciones y modificaciones de las compensaciones por parte de los transportadores de gas por los desbalances que se presentan en la operación normal en las salidas y entradas de gas. Lo que hace esta Resolución es definir exactamente dentro de un rango de más o menos 5% si hay entradas que excedan en 5% o sean inferiores en 5% a lo que se ha nominado, definiéndose como se van a hacer esos ajustes, como tienen que ser compensados en el caso de que las salidas sean superiores a lo nominado y como iría a recuperar en caso que sean inferiores. Se define el cobro por esas compensaciones y establece que los Consejos Nacionales de Operación de Gas y Electricidad tendrán que coordinar los protocolos para estos efectos. La Resolución CREG 105 de 2015 definió el indexador de los contratos de gas. A principio del año hubo un gran revuelo sobre los indexadores que se estaban utilizando, definiéndose que el indicador será una mezcla entre un indicador asociado al WTI y al índice de precios al productor de los Estados Unidos, compuesto por un factor que puede ser negociado entre las partes, y si las partes no llegan a un acuerdo se utilizará el factor que indica la CREG, superándose y regulándose de esta manera el tema de la indexación de los contratos de suministro de gas. Luego viene un Proyecto de Resolución que es muy importante, es una propuesta que está siendo discutida en el mercado y que está relacionada con los ajustes que la CREG piensa hacer al cargo por confiabilidad. Lo primero que establece esta propuesta de Resolución es que se va a convocar a una subasta para llamar nueva generación, pero con una condición, y es que sus costos variables sean iguales o inferiores al 80% del precio de escasez. Nosotros creemos que esto tiene importancia en el sentido de que la CREG estaba buscando como aumentar la cantidad de oferta de generación que tuviera costos variables inferiores al costo de escasez. Como veremos al final, parte del problema que está sucediendo hoy es que los costos variables de algunas térmicas, particularmente las que generan con líquidos, están superando ese precio de escasez, entonces la CREG está previendo como ir corrigiendo esa situación hacia futuro. La otra parte de esta Resolución trata de definir como modificar o regular de una mejor manera la asignación de obligaciones de energía firme a plantas existentes. Para eso la CREG en este proyecto de Resolución está haciendo la siguiente propuesta: Actualmente la asignación se realiza a prorrata de la ENFICC que tengan las plantas existentes, lo que propone esta Resolución es que por un lado esa asignación podría hacerse también a prorrata pero teniendo en cuenta los precios que habían sido ofertados en la bolsa, privilegiando aquellas plantas que tuviesen precios inferiores al precio de bolsa, es decir, está dirigida a tener precios variables inferiores a lo que normalmente se presenta. Alternativamente a esta prorrata que se haría de una forma administrada, la CREG proponía hacer subastas anuales en donde se asignaran las obligaciones de energía firme para las plantas existentes, en las cuales se podría incluso aceptar propuestas de nuevos proyectos, siendo esto en esencia lo que se está proponiendo en la Resolución 109. Finalmente, está la Resolución CREG 138 de 2015 que está dirigida a las plantas no despachadas centralmente, es decir, hasta el momento eran las plantas inferiores a 20 MW, plantas que iban directamente al despacho y que no tenían que recaudar y por lo tanto devolver cargo por confiabilidad. Lo que hace esta Resolución es definir que lo anterior mencionado va a seguir siendo el tratamiento para las plantas inferiores a 5 MW, para las plantas entre 5 MW y 20 MW lo que establece esta Resolución es que ellas tendrán derecho a ese mismo tratamiento siempre y cuando la diferencia entre lo que ofertan y la generación real esté dentro de un rango de más o menos 5%, que en nuestra opinión es un rango difícil de cumplir, y prácticamente esta Resolución lo que está haciendo es limitar el tratamiento de plantas menores a las inferiores a 5 MW. MERCADO ENERGÉTICO La demanda acumulada a septiembre comparativamente entre el año 2015 y 2014 ha crecido 3,9%, crecimiento superior al crecimiento establecido y proyectado por la UPME, explicado fundamentalmente por las altas temperaturas que se han tenido durante todo el año, especialmente en el último trimestre, que hacen que se aumente el uso de aires acondicionados, bombeos y acueductos. El crecimiento ha sido principalmente en el mercado regulado, sin embargo, la demanda está creciendo por encima de las proyecciones de la UPME. En cuanto a las predicciones climáticas, como ya todos sabemos nos encontramos en una fase de total desarrollo del fenómeno del niño, en donde claramente se ve que hasta el mes de febrero vamos a tener una probabilidad de que el niño permanezca con la intensidad que tiene, o del orden del 90%, en el mes de marzo la probabilidad pasaría a un 80%, solamente se ve que a partir del mes de abril el niño va a empezar a ceder, y definitivamente de acuerdo con esta proyección, hacia el mes de mayo se tendría una probabilidad entre niño y condiciones neutras más o menos igual al 50%, es decir, se está confirmando que el fenómeno del niño que estamos viviendo, que es muy fuerte va a permanecer hasta el mes de abril en donde va a empezar a ceder. Con respecto a los aportes hídricos, estos se han comportado de acuerdo con el fenómeno del niño que se ha presentado en el último trimestre. En la diapositiva número 13, la línea verde representa el promedio histórico, y podemos ver como desde la mitad del año 2012 se ha venido teniendo en forma continua hidrologías deficitarias, particularmente en el último trimestre y concretamente en el mes de septiembre, donde los aportes empiezan a disminuir bastante, hablando del 66% con respecto al promedio histórico al cierre del trimestre. A pesar de lo anterior, en la siguiente gráfica que está en la diapositiva número 14 se muestra como ha sido el comportamiento de las reservas de los embalses, los cuales desde el mes de junio empezaron a recuperarse, cerrando el trimestre en un nivel del 67.56%, es decir, es un comportamiento lógico ante la inminencia de la presencia del fenómeno del niño, lo cual explica los aportes hidrológicos. Por otro lado, el comportamiento de los embalses explica concretamente el precio de la energía en la bolsa, donde el promedio acumulado del año 2015 ha sido de 221 $/KWh, presentándose en el mes de septiembre el precio de bolsa más alto (459 $/kWh en promedio), que es una señal clarísima de que estábamos entrando en el fenómeno del niño. Por el lado del precio promedio de los contratos, estos han estado en un alza que se acentúa en el último trimestre, y las razones de ese crecimiento son fundamentalmente el comportamiento del IPP, que es el principal indicador con que se indexan los contratos y por otro lado el comportamiento del mercado, en donde la oferta que se puede contratar, que es la oferta hídrica, está siendo inferior a la demanda de contratos y eso hace que los contratos vayan al alza. En cuanto a la generación de energía en el caso particular de ISAGEN, al comparar la generación acumulada hasta el mes de septiembre del año 2014 y 2015 ha aumentado un 37%, lo cual está acorde con la entrada en operación de la central Sogamoso, sin embargo, en la diapositiva número 16 se puede evidenciar que el último trimestre ha tenido una disminución sustancial con respecto a los dos primeros trimestres de año, donde en el primer trimestre se tuvo una generación total de 3.700 GWh, en el segundo trimestre del orden de 3.550 GWh y en el tercer trimestre apenas llega a los 3.000 GWh, es decir, ya se empieza a ver como el impacto del niño hace que la generación sea inferior a la que teníamos proyectada. Si vemos la generación planta por planta, en el primer año de operación de Sogamoso, su generación ha sido del orden de 2.700 GWh, Amoyá tiene un comportamiento similar al del año pasado, Termocentro también tiene un comportamiento similar al del año pasado, siendo un poco inferior la de este, San Carlos ha tenido un incremento del 11% en su generación en relación con el año pasado, y finalmente la central Miel ha estado muy afectada por este fenómeno del Niño, presentando una reducción de algo más de 200 GWh comparativamente entre el 2014 y el 2015. RESULTADOS FINANCIEROS Como mencionaba al principio, la reclasificación contable que se hizo tiene como propósito llevar una contabilidad que sea más apropiada, más acorde con la esencia conceptual de estos rubros. En primer término está la devolución del cargo por confiabilidad, realmente esta devolución del cargo por confiabilidad es una cuenta que hace el administrador del mercado de disminuir el recaudo que se ha hecho a nombre de ISAGEN pero el cual no tiene derecho porque no le fue asignada ese cargo por confiabilidad, esas devoluciones de energía firme, en todo el 2015 desde enero a septiembre suman 150.845 millones de pesos, y lo que se ha reclasificado es que eso debe ser considerado es como un menor ingreso y no como un costo. Por el otro lado, está la responsabilidad comercial del AGC que es un costo fijo que tenemos todos los generadores para pagar el AGC que algunos generadores van a cubrir de acuerdo con las necesidades de las plantas, esa responsabilidad ha sido de 37.673 millones de pesos, y hasta el momento se estaba llevando a la contabilidad únicamente el neto, la reclasificación que se hace es que es necesario expresar para que quede bien registrado este rubro. El costo independientemente del posible ingreso si es que somos ganadores del AGC ha sido de 37.673 millones de pesos entre enero y septiembre. Como ustedes pueden ver en el cuadro que hay en la diapositiva 19, esta es una reclasificación que no implica ninguna variación en los estados financieros en sus indicadores fundamentales, es decir, la utilidad operacional, el EBITDA y la utilidad neta siguen teniendo exactamente el mismo valor, hay un cambio en cuanto al margen, un leve cambio al calcular sobre los ingresos totales, pero esta es la mejor manera de registrar contablemente estos conceptos. Explicado esto miremos como ha sido el efecto en los ingresos, claramente el mayor impacto en los ingresos que subieron un 12% comparativamente entre el acumulado de septiembre del 2014 y el acumulado de septiembre de 2015, por un lado fue el valor de los contratos, y por otro las transacciones en bolsa, esos dos conceptos son los que explican fundamentalmente el valor del incremento de los ingresos. Por el lado de los costos operacionales, estos al contrario de los ingresos han disminuido un 17% y se ubican hoy en 1.026.505 millones de pesos, donde el rubro más importante que explica esta disminución son las compras de energía. Durante el año 2014 fue necesario que compráramos grandes cantidades de energía para cumplir los compromisos comerciales que teníamos, ya estando en operación Sogamoso esas compras se han reducido sustancialmente y como se puede ver en el cuadro derecho de la diapositiva 21 se han disminuido las compras de energía en un 69%, y las restricciones y otros costos en un 58%. Lo anterior explica el comportamiento general de los costos, sin embargo, vale la pena mencionar el aumento en la depreciación explicada por la entrada en operación de Sogamoso. El resultado operacional con estos ingresos y egresos acumulados a septiembre de 2015, tenemos como ya dijimos un aumento delos ingresos operacionales del 12% para ubicarse en $1.903.036 millones, los costos operacionales disminuyen en un 17% para ubicarse en $1.026.505 millones, los gastos administrativos aumentaron en un 41% pasando de $85.261 millones a $120.491 millones. La explicación fundamental de este incremento está dado en el impuesto de la riqueza que se registró desde el primer trimestre del año, y que fue del orden de $30.000 millones. El total de costos y gastos operacionales disminuye un 13%, dando una utilidad operacional de $756.040 millones. Al revisar los indicadores principales tales como: EBITDA, utilidad operacional, margen Operacional, Utilidad neta y Margen neto, se puede observar que la utilidad neta no mantiene los crecimientos del EBITDA y de la utilidad operacional, lo cual está explicado fundamentalmente por el pago de los intereses de la deuda adquirida para la financiación del proyecto Sogamoso, los cuales no se capitalizan sino que van al gasto, por otro lado, el servicio de la deuda ha estado impactado por la tasa de cambio, vale la pena mencionar que de toda la deuda de ISAGEN solamente el 9% está en dólares, y esa es la que ha sido impactada, lo cual se refleja en este resultado. Adicionalmente, está el impacto de la última reforma tributaria, lo cual ha ocasionado que la utilidad neta sea inferior en un 3%, a pesar de los resultados operacionales de la empresa. Al comparar los resultados obtenidos a septiembre con los presupuestados, podemos ver que hay un mejor comportamiento del EBITDA en 28%, de la utilidad operacional en 25% y de la utilidad neta en 14%. Este año se proyectó habiendo tenido el niño a finales del año pasado, donde todos los pronósticos indicaban que se trataba de un niño débil, y que iba a terminar en el primer semestre del año, eso lo que hizo fue que en nuestro presupuesto y en los pronósticos hidrológicos se tuvieran unas hidrologías deficitarias en el primer semestre y una hidrología normal durante el segundo semestre, sin embargo, la realidad ha sido distinta, las hidrologías que hubo en el primer semestre fueron mejores que las que proyectamos, y las del segundo semestre es lo que estamos viviendo, un fenómeno del niño fuerte, razón por la cual los resultados reales son mejores que los que teníamos en el presupuesto. COYUNTURA DEL MERCADO Nos ha parecido importante comentarles a todos ustedes en la forma más sencilla posible cual es la coyuntura que estamos viviendo en este momento con el fenómeno del niño fuerte y que se prevé hasta abril del año entrante. El fenómeno del niño sin duda alguna ha impactado el comportamiento del mercado, en la gráfica que ustedes ven en la diapositiva 26, en azul se encuentra el precio de la bolsa durante este año, y en el color amarillo está el precio de escasez, como pueden ver a partir del mes de septiembre hay un incremento muy grande del precio de bolsa, incremento que refleja el esfuerzo de los generadores hidráulicos por guardar agua en los embalses, y prepararse para el niño que venía fortaleciéndose, momento en el cual se esperaba que las térmicas reaccionaran y entraran a remplazar la generación de origen hidráulico, sin embargo, en la segunda quincena de septiembre y primera de octubre esto no ocurrió, y por eso el precio de bolsa llegó a tener unos niveles del orden de 2.500 $/kWh. De acuerdo con lo anterior, el Gobierno por parte del Ministerio de Minas y Energía, y la CREG establecen una serie de medidas para intervenir el mercado y tratar de regular, con el fin de lograr que las térmicas entren a generar. La razón por la cual las térmicas no entraron a generar es que sus costos de operación eran bastante superiores al precio de escasez, y el mercado solamente les reconocía este precio. En la gráfica se puede observar como el precio de escasez viene bajando en un momento donde el niño se está intensificando, lo cual no era lógico, mostrando algún problema estructural del mercado. Finalmente, en la gráfica se puede ver que a partir de mediados del mes de octubre el precio de la bolsa se estabiliza durante todo el tiempo, lo cual se debe a una de las intervenciones que hizo el regulador en el sentido de ponerle un techo a el mercado, aproximadamente de 810 $/kWh, que es el 75% del primer escalón de racionamiento, eso hace que todos los generadores hidráulicos quedemos techados en ese precio, y que el despacho se de por una rifa en la cual se utilizan unas variables aleatorias para ver quien sale despachado. Esto tiene una implicación difícil para los generadores hidráulicos en el sentido de que no tenemos un control total sobre nuestros embalses, sino que salimos despachados como resultado de una de una decisión aleatoria que hace el administrador del mercado. En términos generales esto es lo que está sucediendo en relación con los precios de bolsa y su relación con el precio de escasez, más adelante vamos a ver por qué los generadores térmicos tenían problemas, pero por ahora miremos en una forma muy resumida cual ha sido la actuación del Gobierno a través del Ministerio y de la CREG. Lo primero es que el Ministerio emitió un Decreto en donde le ordena a la CREG que tome todas las medidas para que no haya problemas en el mercado, para garantizar la continuidad y prestación del servicio. En nuestra opinión, el Gobierno Colombiano hizo lo que tenía que hacer, es decir, lo principal era garantizar la continuidad del servicio y poder tomar las medidas para que la industria pueda pasar este fenómeno del niño sin que tengamos racionamiento, ya en desarrollo de esta directriz del Ministerio, la CREG ha emitido varias Resoluciones. En primera instancia está la Resolución 170 y 174, que flexibilizan el tema de la comercialización en los aspectos de cantidades y plazos con el propósito de tratar que llegue mayor cantidad de gas al sector termoeléctrico y las plantas de este tipo pueden entrar a generar a costos más bajos. La Resolución 171 aumenta temporalmente la participación de las plantas menores en el mercado, es decir, las plantas menores tienen algunos excedentes, los cuales se podrán utilizar para cubrir la demanda. La resolución 172 es la que como comentamos anteriormente techó el precio de bolsa en el 75% del primer escalón de racionamiento, es decir, alrededor de 810 $/kWh, razón por la cual vamos a ver en los próximos meses el precio de bolsa alrededor de este valor. La Resolución 173 es un proyecto de Resolución, la cual todavía no ha quedado en firme, pero es para nosotros muy importante, porque lo que hace es cambiar las reglas del despacho y permitirle a los generadores hidráulicos ofertar una cantidad de energía que esté acorde con lo que están viendo en sus embalses para pasar todo el fenómeno del niño, es decir, las ofertas se puedan limitar en su cantidad, teniendo en cuenta el pronóstico hidrológico que tenemos, la posición del embalse y que el agua que nos vayamos gastando sea un agua que alcance para pasar todo un niño y cumplir con las obligaciones de energía firme que tenemos con el mercado, y no como está hoy donde simplemente nos despachan al día siguiente como resultado de una rifa aleatoria, y que no necesariamente corresponde al mejor cuidado que cada generador pueda hacer de sus embalses. Esta Resolución todavía no está en firme y la estamos esperando para poder manejar de mejor manera nuestros embalses. La Resolución 175 modifica el registro de los contratos, permite que compradores que estén expuestos a la bolsa y aun se encuentren expuestos al suministro puedan registrar nuevos contratos, es decir, que si ellos consiguen contratos sirvan para aliviar el problema que tienen sobre todo de su exposición a la bolsa. Las Resoluciones 176 y 195 modifican el precio de reconciliación discriminando entre las plantas hidroeléctricas y térmicas, en donde las hidroeléctricas reciben el precio de escasez y las reconciliaciones las devuelven a precios de bolsa, esto realmente es una discriminación y en nuestra opinión traslada algunos ingresos a los que deberían tener derecho las hidráulicas en las normas actuales al mercado para aliviar la situación. La resolución 195 define que el precio máximo que se puede pagar a la demanda por el tema de restricciones es de 9,9 $/kWh, esto lo que hace es que lo máximo que va a poder aparecer para la demanda es $9,9 $/kWh por todos los conceptos que causen restricciones más los 7$/kWh que están regulados, ahora lo vemos en otra regulación para aliviar la situación de las térmicas a líquidos, esto lo que va a hacer es reducir un poco la caja de los generadores. La Resolución 177 define el cronograma de asignación de cargo por confiabilidad para los periodos 2016 – 2017, 2017 – 2018 y 2018 – 2019, en otras palabras lo que dice es que el cargo por confiabilidad seguirá en la situación actual hasta el año 2019, es decir, se va a asignar cargo por confiabilidad hasta el periodo 2018 – 2019. La Resolución CREG 178 es la que crea una opción para las térmicas con combustibles líquidos durante este periodo de condición crítica, esa opción consiste en que las térmicas a líquidos se pueden acoger a liquidar un precio de escasez de referencia ya no de 300 $/kWh como está ahora sino de 470 $/kWh, de tal manera que se alivie la pérdida que están teniendo. La diferencia entre los 300 $/kWh y los 470 $/kWh es lo que causan esos 7$/kWh pesos que se va a trasladar a la demanda en los próximos 36 meses para aliviar la situación de las térmicas con líquidos. Finalmente, está la Resolución 179 a través de la cual se flexibilizan los requisitos de conexión de plantas menores, de cogeneradores y de auto generadores, para que toda la energía que esté disponible en el mercado pueda ser inyectada a la red y ayude a aliviar la situación que estamos viviendo. Para finalizar con esta gráfica queremos presentarles la situación que ya hemos descrito pero que se está presentando dependiendo del tipo de tecnología. En la gráfica la línea amarilla es el precio de escasez que está hoy en día del orden de 302 $/kWh, y la línea azul punteada es el techo que el regulador le puso a la bolsa que está en el orden de los 800 $/kWh. Si nosotros tomamos un día cualquiera, por ejemplo en este caso fue el 30 de octubre y vemos cuales son los precios que las térmicas están cotizando en la bolsa, es decir, cuáles son esos precios de acuerdo con sus costos de operación podemos ver lo siguiente: ● ● ● ● ● Las plantas a carbón están ofertando entre unos 150 $/kWh - 180 $/kWh por debajo del precio de escasez. Las plantas que tienen tecnología a carbón y gas está en el orden de 200 $/kWh por debajo del orden del precio de escasez. Las plantas a gas tanto de ciclo simple como de ciclo combinado están cotizando entre 100 $/kWh y 300 $/kWh, en este caso, la diferencia que hay entre quienes coticen 100 $/kWh y quienes coticen a 300 $/kWh son las circunstancias propias de cada planta, y particularmente el precio que consiguen del gas, ya que hoy en el mercado del gas pueden haber contratos desde 3 dólares hasta contratos de 8, 9 y más dólares, por eso llama la atención que el rango sea tan amplio, pero es dependiendo de las negociaciones que hayan podido hacer las plantas térmicas y como son sus costos reales. Con respecto a las plantas que tienen la posibilidad de generar a gas y líquidos, como es el caso de Termocentro, de enero en adelante donde vamos a tener media planta con líquidos y media planta con gas, estaría en el orden de unos 400 $/kWh - 450 $/kWh, en este casi el precio de generación de esos agentes está por encima del precio de escasez, y el mercado solamente les reconoce este precio. Los agentes que están generando solo con líquidos están ofertando entre los 400 $/kWh y hasta niveles de 700 $/kWh, entonces la pérdida que están percibiendo los generadores puros a líquidos es esa diferencia entre los 700 $/kWh y los 300 $/kWh del precio de escasez, es decir, estarían perdiendo alrededor de 400 $/kWh, lo cual da unas sumas realmente gigantescas, y por eso la queja de que podrían llegar a la inviabilidad financiera, lo cual hizo que el Gobierno y el Regulador permitieran que puedan liquidar y que puedan recibir un precio de escasez de referencia de 470 $/kWh para asumir parte de la pérdida que se está trasladando a la demanda, sin embargo, ellos de todas maneras van a seguir perdiendo. En cuentas generales esa norma que incluyo el Regulador va a permitir que las plantas recuperen o dejen de perder un tercio de la pérdida que estaban teniendo y sigan llevando a sus balances los dos tercios de esa pérdida. Finalmente, en particular en el caso de Termocentro que viene generando con gas, ya prácticamente los últimos tres años y tenemos contratos de gas para generar con la planta en forma completa hasta 31 de diciembre del año 2015, a partir del 01 de enero tendremos posiblemente si no se consiguen en ese lapso cantidades de gas suficientes, que operar media planta con líquidos y media con gas, esa es la situación particular de Termocentro. Hasta aquí lo que queríamos comentarles sobre los resultados del tercer trimestre en forma acumulada hasta septiembre, y una explicación de lo que está sucediendo coyunturalmente en la industria dado el fenómeno del niño. Muchas gracias, quedamos disponibles para atender las preguntas que tengan.