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:
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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.
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