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Comité Técnico: 22 de mayo de 2013 Acta No: 542

CAL-C-PI-FOR-05 R2

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ISAGEN S.A. E.S.P.

BRC INVESTOR SERVICES S.A. SCV REVISIÓN PERIÓDICA

Emisor AA+ (Doble A Más) Cifras en millones al 31/03/2013

Activos: $ 6.926.390. Pasivos: $ 3.373.287 Patrimonio: $ 3.553.103

Utilidad Operacional: $ 167.297. Utilidad neta: $ 110.891

Historia de la calificación:Calificación Inicial May./2012: AAA (Triple A)

La información contenida en este documento se basa en los estados financieros auditados de ISAGEN S.A. E.S.P. para 2010, 2011 y 2012, los estados financieros no auditados con corte a marzo de 2013 y las proyecciones suministradas por la Compañía en todas las revisiones efectuadas a la calificación. 1. FUNDAMENTOS DE LA CALIFICACIÓN El Comité Técnico de BRC Investor Services S.A. SCV en Revisión Periódica modificó la calificación de AAA a AA+ en Capacidad de Pago a ISAGEN S.A. E.S.P. Con el fin de abastecer la demanda energética del país, fortalecer su posición en el mercado colombiano y alcanzar el crecimiento sostenible de su operación en todos los ámbitos (financiero, social y ambiental), en 2006 ISAGEN inició la ejecución de su Plan de Expansión enfocado primordialmente en tres proyectos hidroeléctricos: Trasvase Guarinó, Manso, Amoyá y Sogamoso. Estas inversiones le permitirán a la Compañía aumentar su capacidad instalada en 900 MW y su producción de energía anual hasta en un 60%. A diciembre de 2012, la Compañía se ubica como el tercer generador de energía del país. En su orden son Empresas Públicas de Medellín - EPM (22,49%), Emgesa (19,89%) e Isagen 15,76%1. Si bien el Calificado anticipaba que los altos requerimientos de CAPEX, derivados de su Plan de Expansión, generarían presiones sobre los indicadores de rentabilidad, endeudamiento y liquidez durante la etapa de construcción y puesta en marcha de los proyectos mencionados, el efecto final sobre el desempeño financiero de la Compañía ha sido mayor al esperado inicialmente. Esto se evidencia no solo en el hecho de que la disminución observada en dichos indicadores para 2012 superó las estimaciones originales sino también en que, de 1 Medida como: Capacidad instalada de ISAGEN/ Capacidad instalada total del Sistema Interconectado Nacional. Para ISAGEN se incluye la interconexión con Venezuela Cuestecitas – Cuatricentenario (150 MW).

acuerdo con las proyecciones actuales de ISAGEN, la velocidad de recuperación de estos en el mediano plazo (2013-2017) sería menor a la prevista en años anteriores. Por tal razón, aunque las inversiones que está ejecutando la Entidad son consideradas estratégicas y serán claves para lograr crecimientos sostenibles en el largo plazo, el mayor endeudamiento previsto para los próximos dos años, la lenta recuperación de la inversión y las mayores necesidades de recursos entre 2013 y 2014 son factores que denotan un riesgo marginalmente mayor y fundamentan la modificación de la calificación. Estos aspectos serán desarrollados a lo largo de este documento. Mientras que entre 2007 y 2011 el EBITDA2 de la Empresa mantuvo una dinámica creciente reflejada en un incremento promedio anual de 16,75%, a partir de 2012 se revirtió la tendencia cuando presentó un indicador de 13,78%. Esto último se tradujo en una caída del margen EBITDA que pasó de 46,84% en 2010 a 35,26% en 2012, alcanzando así su mínimo en los últimos 5 años y ubicándose por debajo del valor registrado en dicho año por su peer group (49,40%). Adicionalmente, como resultado de los cambios evidenciados durante 2012 en el mercado eléctrico y en las condiciones hidrológicas a nivel nacional por la expectativa de ocurrencia del fenómeno de El niño, ISAGEN ajustó sus proyecciones para el periodo 2013 y 2016 hacia un escenario más conservador, pasando de suponer un crecimiento promedio anual de sus ingresos de 15,96% a un 8,63%. En consecuencia, el margen EBITDA

2 Medido como Utilidad Operacional + Depreciaciones y Amortizaciones.

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Una calificación de riesgo emitida por BRC INVESTOR SERVICES S.A. – Sociedad Calificadora de Valores – es una opinión técnica y en ningún momento pretende ser una recomendación para comprar, vender o mantener una inversión determinada y/o un valor, ni implica una garantía de pago del título, sino una evaluación sobre la probabilidad de que el capital del mismo y sus rendimientos sean cancelados oportunamente. La información contenida en esta publicación ha sido obtenida de fuentes que se presumen confiables y precisas; por ello, no asumimos responsabilidad por errores u omisiones o por resultados derivados del uso de esta información.

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promedio estimado actualmente por la Compañía en los próximos cinco años de 37,56% será inferior a las estimaciones iniciales de 44,65%, lo cual es uno de los factores que justifica la modificación de la calificación. Los modelos financieros del Calificado se alimentan tanto del análisis permanente que la Entidad realiza a las dinámicas de oferta y demanda del sector eléctrico como de las proyecciones de demanda futura realizadas por la Unidad de Planeación Minero-Energética del Ministerio de Minas y Energía (UPME). De acuerdo con dichas estimaciones, la demanda durante los próximos 20 años se movería en tres escenarios: 1) Alto, con un crecimiento de 4%; 2) Medio, con un incremento de 3,6%, y 3) Bajo, con un aumento de 3,2%; siendo el escenario dos el utilizado por la Entidad para realizar sus proyecciones. Estas estimaciones incluyen también el impacto de la entrada de la Central Quimbo (400 MW) e Hidroituango (2.400 MW) en 2016 y 2018, respectivamente. Dentro de las razones principales que explican la reducción del EBITDA en 2012 se encuentran: 1) Las condiciones de baja hidrología registradas en el país; 2) El incremento del costo de ventas derivado de la tendencia alcista del precio de la energía transada en bolsa por expectativas de ocurrencia de fenómeno El Niño, especialmente en el último trimestre y principios de 2013 y de la mayor cantidad de compras realizadas por la Empresa para cumplir con los compromisos contractuales; y 3) El retraso de la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica Amoyá y del Trasvase Manso por eventos no controlables por parte de ISAGEN Para 2013 el EBITDA presentaría una reducción similar a la observada en 2012 por la alta necesidad de recursos de Hidrodogamoso y, por otra, a la fecha de revisión de la calificación, Amoyá estaba operando parcialmente y Trasvase Manso no se encontraba en funcionamiento. Aunque la puesta en marcha de Hidrosogamoso (en junio de 2014) tendrá un gran impacto en el desempeño financiero del Calificado, su efecto en términos de EBITDA se verá a partir de 2014, año en el que la Compañía proyecta que este rubro alcance los $800.000 millones (equivalente a un crecimiento del 42,29%) y en 2015 cuando alcanzará $1.073 millones (crecimiento del 34,12%). Esto debido a que, en primer lugar, dicha Central solo operaría seis meses durante 2014 y, en segundo lugar, a que la entrada en operación de una planta de este tamaño y complejidad puede requerir ajustes adicionales durante dicho año. En este sentido, la capacidad que tenga el Calificado para generar ahorros operacionales a futuro será fundamental para que

el EBITDA retome la tendencia creciente observada en años anteriores. El componente hídrico tiene una alta participación en la generación de energía del país (64%), motivo por el cual el mercado eléctrico colombiano es altamente sensible a los cambios en los aportes hídricos. Por estar Colombia en la zona intertropical, dichos aportes presentan ciclos irregulares y poco predecibles marcados por los fenómenos “del Niño” y de “la Niña” 3. ISAGEN no es ajena a esta situación pues mientras que en 2011 los elevados niveles de pluviosidad registrados en los departamentos de Antioquia y Caldas (donde se encuentran ubicadas las plantas hidroeléctricas de la Compañía – Cuadro No. 1) le permitieron obtener la generación de energía más alta de su historia (11.002 GWh) y un crecimiento de 14,84% en el nivel de ingresos, la baja hidrología observada en 2012 (Gráfico No. 2) redujo de forma significativa su producción (la cual alcanzó los 9.683 GWh) y contribuyó a que obtuviera un incremento moderado en las ventas durante dicho año (2,90%). En términos reales, este último crecimiento fue de 0,46%, porcentaje inferior al registrado por el sector de “Electricidad, gas de ciudad y agua”4 en 2012 de 3,50%5 (Gráfico No. 3). Si bien, ISAGEN mitiga parcialmente la exposición de su operación a condiciones hidrológicas adversas mediante la generación térmica con Termocentro (que representa el 14,07% del total de capacidad de la Empresa) y el monitoreo diario y continuo tanto de la pluviosidad de sus cuencas como del nivel de los embalses del país, las medidas que implemente el Calificado para incrementar esta flexibilidad operacional durante los próximos años tendrán un rol primordial en la evolución de su rentabilidad. A marzo de 2013, la puesta en marcha de la Central Hidroeléctrica Amoyá y del Trasvase Manso (proyectos cuyo potencial de energía media anual alcanza los 614 GWh) presentaba un retraso de 15 meses en relación con el cronograma inicial de las obras (diciembre de 2011). Aunque la Empresa ha efectuado los trámites y acciones necesarios para resolver esta situación y cumplir oportunamente con sus obligaciones con el mercado, la entrada en operación de estos proyectos durante 2013 y su funcionamiento en los años subsiguientes podrían seguir viéndose afectados por factores externos. En 3 El fenómeno de la Niña (del Niño) se caracteriza por un enfriamiento (calentamiento) de la temperatura de la superficie del Océano Pacífico ecuatorial y por cambios en la dirección y velocidad del viento que tienen como consecuencia el incremento (la reducción) de la cantidad de lluvias en la zona intertropical. 4 Clasificación y nombre del sector asignado por el Departamento Nacional de Estadística – DANE. 5 Fuente: DANE. Comunicado de prensa Producto Interno Bruto – Cuatro Trimestre y Total Anual 2012.

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este sentido, el impacto sobre la generación interna de recursos propios de la Empresa, vía ingresos y costos, se mantendría. Mediante la Resolución 300 de 2011, la ANLA6 impuso a ISAGEN una medida preventiva ordenando la suspensión de la entrada en operación del Trasvase Manso debido a la afectación que se presentó en algunas corrientes de agua localizadas en la región donde se encuentra dicho Proyecto. Como acción correctiva, y dando respuesta a las condiciones exigidas por este Ente de Control para levantar la medida, ISAGEN implementó programas de conservación y recuperación de la cobertura vegetal natural y de las fuentes de agua en la región afectada y, a la fecha, se encuentra esperando el pronunciamiento final de la ANLA al respecto. Los problemas de orden público y seguridad de la región de Chaparral han retrasado la construcción y puesta en marcha de la Central Hidroeléctrica de Amoyá, cuyo nivel de avance a marzo de 2013 era de 99,12%. En esta materia, ISAGEN ha implementado las siguientes medidas: 1) Mediante su participación en la Subasta de Reconfiguración7 de Venta del Cargo por Confiabilidad para el periodo 2012-2013, convocada por la CREG8 y XM9, la Compañía modificó los compromisos que había adquirido previamente con el mercado y que iban a ser honrados con la generación de Amoyá. De tal forma, solo existiría incumplimiento grave si la Central entra en operación con posterioridad al 30 de noviembre de 2013; lo cual es altamente improbable; 2) La Entidad está brindando apoyo logístico a la Mesa de Transparencia creada para velar por el respeto de los derechos humanos de los habitantes de la región; y 3) El Calificado ha implementado medidas de seguridad en la zona. Si bien el proceso de construcción ya culminó y actualmente la Unidad No. 1 está funcionando y la Unidad No. 2 se encuentra en pruebas, el desarrollo sin interrupciones de la operación de la Central en el futuro contribuirá a que ISAGEN mejore sus indicadores de rentabilidad para el periodo 2013-2016. A diferencia de lo sucedido con sus competidores, los aportes hidrológicos de sus cuencas conllevaron a que la producción de energía de ISAGEN disminuyera un 12% en 2012, lo cual, sumado a la

6 Autoridad Nacional de Licencias Ambientales. 7 Es el mecanismo por el cual se ajustan los requerimientos que deben ser cubiertos con Obligaciones de Energía Firme (OEF), según los cambios en las Proyecciones de la Demanda. 8 Comisión de Regulación de Energía y Gas. Es una entidad de carácter técnico encargada de regular la prestación de los servicios de electricidad y gas en el país. 9 XM Compañía Expertos en Mercados S.A. E.S.P. es filial de ISA (Interconexión Eléctrica S.A., Grupo empresarial colombiano de sistemas de infraestructura lineal) y está a cargo de la operación del Sistema Interconectado Nacional Colombiano y de la Administración del Mercado de Energía en Colombia, incluyendo las transacciones internacionales de electricidad con Ecuador.

no entrada en operación de Amoyá y Trasvase, tuvo como consecuencia que la Empresa tuviera que efectuar mayores compras en el mercado spot para cumplir con sus compromisos comerciales, incrementando así su costo de ventas en un 11,80% en 2012. Hacia el futuro la efectividad que tengan las medidas implementadas por el Calificado en la generación de ahorros operacionales cobrará alta relevancia. El crecimiento del 5,9% del sector de minas y canteras fue uno de los factores que jalonó la demanda de energía en el país al alcanzar un incremento de 3,8% anual, el porcentaje más alto observado en el mercado en los últimos 5 años (Gráfico No. 4). Este resultado, junto con la baja hidrología de 2012, presionó el precio de la energía transada en bolsa al alza (pasó de $75,08 por kwh en 2011 a $116,02 por kWh en 201210) e impactó los egresos por compras de energía, los cuales crecieron un 36,88%. El mayor pago que ISAGEN tuvo que realizar por participar en el Mercado de Energía Mayorista, debido al aumento del 92,32% que tuvieron las ventas a Venezuela en 2012 ($128.351 millones) fue otro de los factores que también afectó el costo de ventas. Para 2013, las exportaciones a dicho país se mantendrían en un nivel similar al registrado en 2012 (478,3 GWh), por lo que no se observarían incrementos significativos de este egreso. Dentro de las acciones y proyectos que ISAGEN está ejecutando para reducir sus egresos operacionales y mejorar su productividad se destacan: 1) La entrada en operación del esquema de suministro y logística del combustible líquido JetA1 para cubrir la mitad de la capacidad de Termocentro hasta noviembre de 2017; 2) La renegociación del esquema de actualización del precio del gas; 3) La modernización de las plantas en los próximos años, que le permitirá incrementar el nivel de disponibilidad de sus centrales; 4) La realización de estudios técnicos y ambientales cuyo objetivo es incrementar la productividad de las fuentes de energía actuales (hidroeléctrica y térmica) e incursionar en el uso de fuentes alternativas (eólica y geotérmica), y 5) Los mantenimientos permanentes efectuados a las Centrales para garantizar su correcto funcionamiento. En 2012 el capital de trabajo neto (KTNO)11 de la Entidad creció un 37,36% como resultado del incremento observado en los inventarios por la compra del combustible Jet A1 y la reducción de las cuentas por pagar a proveedores. Estas mayores necesidades de recursos no se vieron reflejadas en un crecimiento proporcional en los ingresos de la Compañía, por lo cual la productividad12 del

10 Fuente: XM. 11 Calculado como: Cuentas por cobrar clientes + Inventarios – Proveedores. 12 Medido como: KTNO / Ingresos operacionales.

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KTNO pasó de 9,08% en 2011 a 12,12% en 2012. De acuerdo con las proyecciones del Calificado, esta tendencia se acentuaría entre 2013 y 2017 y dicho indicador estaría cercano al 18%, porcentaje que supera los niveles históricos de ISAGEN. La Entidad tiene retos en esta materia pues sus pares muestran una mayor eficiencia en la utilización de su KTNO con una productividad que varía entre el 1% y el 8%. Dado que los requerimientos de CAPEX provenientes del Plan de Expansión estaban concentrados entre 2010 y 2014 ($4,31 billones), las estimaciones iniciales de ISAGEN contemplaban que durante estos años afrontaría un periodo de estrechez de liquidez, por ende, el Flujo de Caja Libre - FCL13 alcanzaría un saldo mínimo de -$482.000 millones en 2012, pero sería superado una vez Hidrosogamoso entrara en operación. Esto implicaría, a su vez, que la Entidad incrementara sus obligaciones financieras entre 2009 y 2016, de manera que la relación deuda/ EBITDA alcanzara un valor máximo de 3,10 veces en 2013, disminuyendo a 1,97 veces en 2014. Dado que la generación de recursos propios de 2012 fue inferior a la esperada, al cierre del año el FCL fue negativo en $766.028 millones, la construcción de la Central de Sogamoso tuvo que ser financiada en una mayor proporción con créditos. Lo anterior sumado a un menor nivel de EBITDA generó que el ratio deuda / EBITDA pasara de 2,14 veces en 2011 a 3,50 veces en 2012, valor superior al observado en compañías con mayor calificación. Durante 2012 la Compañía cerró dos operaciones de crédito por US$139 millones y recibió desembolsos del club deal14 por valor de $540.750 millones. Con estos empréstitos, el saldo de la deuda de ISAGEN pasó de $1,52 billones en 2011 a $2,13 billones en 2012, lo cual equivale a un incremento del 40,71% y un nivel de apalancamiento del 85,68% que supera al de su grupo comparable (49,85%). Aún así las coberturas del servicio de la deuda son solidas y consistentes con el nivel de calificación asignado (9,29 veces a diciembre de 2012). Los recursos provenientes de dichas operaciones tuvieron como destino la compra de las turbinas y los generadores del Proyecto. La garantía de las 13 Surge de la diferencia entre el efectivo neto derivado por actividades de operación y el efectivo neto derivado por actividades de inversión, rubros que se encuentra en el Flujo de Efectivo. 14 Es una modalidad de crédito en la que participan varias entidades bancarias y cada una presta un porcentaje del total de la deuda solicitada. Este contrato de empréstito interno fue firmado en el 2010 con 10 bancos por $1.545.000 millones a un plazo de 10 años, con un período de gracia de 3 años y una amortización de 28 cuotas trimestrales.

operaciones fue dada por la ECA’s Euler Hermes y NEXI, cuyos bancos financiadores son, respectivamente, Banco Santander España y Japan Bank for International Corporation, y Bank of Tokio Mitsubishi UFJ Ltd y Banco Bilbao Argentaria S.A. La Compañía cuenta con un préstamo con Power Finance Trust Limited contratado en 2005, el cual tiene un plazo de 20 años, período de gracia de 5 años, amortización en 30 cuotas semestrales, garantía de la Nación y Póliza OPIC (Overseas Private Investment Corporation - OPIC). De acuerdo con lo establecido contractualmente, por un evento de pérdida de control por parte de la Nación, se origina una causal de prepago obligatorio del crédito, hecho que se considera poco probable. Aunque el costo total estimado de Hidrosogamoso no ha variado en relación con las estimaciones iniciales ($4,1 billones) y la construcción de la Central ha sido ejecutada por la Compañía de acuerdo con lo planeado, los menores niveles de EBITDA previstos por el Calificado entre 2013 y 2014 conllevarán a que ISAGEN incremente su endeudamiento en un monto superior al planeado originalmente, alcanzando las obligaciones financieras acumuladas durante dicho periodo un valor máximo de $3,08 billones, $617.549 millones más que lo esperado en la última revisión de la calificación. Así, con las proyecciones actuales de la Empresa, sus indicadores de endeudamiento llegarían a niveles más bajos que los esperados hace un año (la relación deuda / EBITDA alcanzaría un máximo de 4,77 veces en 2013 y para 2014, 2015, 2016 y 2017 sería de 3,85, 2,71, 2,39 y 1,90 veces, respectivamente) y la cobertura del servicio de la deuda sería de mínimo de 1,36 veces. Si bien, la capacidad de pago de la Compañía continúa siendo fuerte, el escenario actual implica un riesgo marginalmente mayor en comparación con aquellas entidades calificadas en la máxima categoría, por lo que la habilidad de ISAGEN para acelerar la recuperación de las inversiones ejecutadas, a través de ingresos, será un factor de seguimiento en las próximas revisiones de la calificación. En 2012, con el fin de asegurar los recursos financieros para la culminación de las obras de Sogamoso, ISAGEN amplió el periodo de disponibilidad del club deal (contratado por un total de $1,54 billones) hasta el 31 de mayo de 2014 y ajustó los covenants financieros pactados con sus diferentes acreedores bancarios así: 1) La relación deuda / EBITDA deberá ser menor o igual a 4,5 veces hasta enero de 2015 y de 3,5 veces en adelante, hasta el pago total de la deuda lo cual, con las estimaciones suministradas por la Entidad, implicaría un incumplimiento

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de este covenant en 2013. Sin embargo, este ajuste le permitirá a la Entidad exceder los límites mencionados mientras no se incurra en nuevo endeudamiento diferente al autorizado (los $849.750 millones restantes del club deal, el 15% del valor proyectado de los ingresos en el año fiscal para KTNO15 y el costo de las garantías que debe pagar por participar en el mercado), y 2) El límite del ratio EBITDA / servicio de la deuda fue reducido, al pasar de 1,3 veces a 1,1, veces. A marzo de 2013 la construcción de las obras principales y el montaje de los equipos de la Central Hidroeléctrica de Sogamoso se han desarrollado de acuerdo con lo programado, al registrar un nivel de avance de 74,86%. La apertura se realizaría en junio de 2014, lo cual le permitirá a ISAGEN contar con un periodo de seis meses, respecto al inicialmente previsto, para resolver las complicaciones que suelen presentarse al poner en marcha una central de este tamaño y acelerar la recepción de ingresos esperada por esta Central. El riesgo de construcción se encuentra mitigado por la experiencia de la Compañía en el desarrollo de proyectos de esta envergadura y la vinculación de proveedores con conocimiento especializado en este tipo de obras, con los cuales mantienen relaciones de largo plazo. En este sentido, el Calificado cuenta con pólizas de todo riesgo, construcción y montaje, lucro cesante, terrorismo y responsabilidad civil para cubrir posibles eventualidades del Proyecto. Para mitigar el riesgo social y ambiental, la Entidad ha ejecutado actividades de socialización con las comunidades involucradas y cuenta con un Plan de Manejo Ambiental enfocado en saneamiento básico rural, restauración ecológica y mejoramiento de las cuencas. Un factor que favorece a la Compañía en relación con el CAPEX es la firma de un contrato de estabilidad jurídica pactado con el Gobierno Nacional en el 2009 y con una duración de 20 años. Según este acuerdo, la Entidad podrá acceder a beneficios tributarios que serán resultado de las inversiones en activos productivos que realice durante la vigencia de este contrato. Se pondera positivamente en la calificación que la Nación, como el mayor accionista, mantiene un respaldo permanente a ISAGEN para el cumplimiento de los compromisos con los acreedores e inversionistas, para esto ha autorizado la apropiación de reservas ocasionales que ascienden a $784.000 millones a marzo de 2013. Sin embargo, ante un escenario económico adverso, la oportunidad con la que se materialice el apoyo financiero del Gobierno será relevante para que la

15 Valor aprobado por la Junta Directiva

Compañía mantenga indicadores crediticios acordes con su calificación actual. A marzo de 2013, ISAGEN tenía registrada una cuenta por pagar por $115.454 millones correspondiente al pago que deberá realizar a favor del Consorcio Miel I, para dar cumplimiento al fallo del laudo arbitral proferido por la International Court of Arbitration y ratificado por el Consejo de Estado. Aún cuando la Compañía no se encuentra de acuerdo con este resultado, ya tiene completamente provisionados los recursos para efectuar dicho desembolso.

2. ANÁLISIS DOFA Fortalezas

Tercera generadora de energía eléctrica en el país. Amplia experiencia y profundo conocimiento del

sector eléctrico colombiano y de la operación de sus centrales de generación.

Complementariedad hidrológica entre sus centrales de generación, gracias a la diversificación geográfica.

Relativa flexibilidad operacional proporcionada por su planta termoeléctrica (Termocentro) que cuenta con una capacidad de 300 MW.

Aseguramiento del combustible requerido por Termocentro hasta noviembre de 2017.

Apoyo permanente por parte de la Nación, su mayor accionista.

Marco regulatorio estable. Contrato de estabilidad jurídica a 20 años, que

permite la obtención de beneficios tributarios. Buenas prácticas de gobierno corporativo.

Oportunidades

Capacidad de adaptarse y anticiparse más rápidamente a los desafíos de su industria: cambios climáticos, modificaciones regulatorias, demanda del mercado y acciones desarrolladas por sus competidores.

Fortalecimiento estratégico y operativo para enfrentar la competencia a largo plazo.

Mayor uso de fuentes de energía alternativas. Dinámica favorable de la demanda energética del

país. Indicadores financieros adecuados pero inferiores a

los observados en su peer group.

Debilidades

Deterioro de sus indicadores de rentabilidad, endeudamiento y liquidez y lenta recuperación de los mismos durante los próximos años.

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Incremento de la deuda en los próximos dos años, acompañado de una menor generación de EBITDA.

Estructura de egresos poco flexible, aspecto característico de esta industria.

Amenazas

Alta sensibilidad a cambios en las condiciones hidrológicas.

Situación de orden público en las zonas donde se encuentran ubicadas sus centrales.

Puesta en marcha de los proyectos hidroeléctricos desarrollados por la competencia (Quimbo e Ituango).

Alta volatilidad del precio de la energía transada en bolsa.

Operación de sus centrales afectada por eventos no controlables por ISAGEN.

Reducida posibilidad de reducir sus requerimientos de CAPEX por el tamaño de sus proyectos.

3. EL EMISOR Y SU ACTIVIDAD ISAGEN S.A. E.S.P. es una empresa de servicios públicos mixta cuyo objeto principal es la generación y comercialización de energía eléctrica y la comercialización de gas natural por redes, carbón, vapor y otros energéticos de uso industrial. Está constituida en forma de sociedad anónima y su mayor accionista es la Nación con una participación de 57,66% (Gráfico No. 1). Gráfico No. 1. Composición accionaria de ISAGEN

Fuente: ISAGEN S.A. E.S.P. El propósito superior de la Compañía es “Generar energía inteligente y prosperidad para la sociedad”, lo cual implica buscar una producción de energía eficiente que contribuya a la mitigación del cambio climático, manteniendo la competitividad de la Empresa en la industria, utilizando redes colaborativas y prácticas coherentes con el desarrollo humano sostenible y generando valor compartido con los grupos de interés.

Para el desarrollo de este propósito, la Empresa cuenta con cinco centrales de generación (Cuadro No. 1) y actualmente se encuentra construyendo dos plantas adicionales (Sogamoso y Amoyá). El 85,93% de la capacidad de la Entidad es hidráulica y el 14,07% térmica, lo que le brinda cierto grado de flexibilidad operacional en condiciones hidrológicas adversas. Cuadro No. 1. Centrales de generación de ISAGEN

Fuente: ISAGEN S.A. E.S.P. A marzo de 2013 la capacidad instalada de ISAGEN ascendía a 2.132 MW (sin incluir la interconexión con Venezuela Cuestecitas – Cuatricentenario de 150 MW), ubicándose así como el tercer generador del Sistema Interconectado Nacional (SIN). En su orden son Empresas Públicas de Medellín - EPM (22,49%), Emgesa (19,89%) e Isagen. Con el fin de afianzar su crecimiento, fortalecer su posición de mercado y contribuir a la atención de la demanda energética del país, ISAGEN está desarrollando un plan de expansión que tiene dos grandes pilares: 1) Ampliación de su capacidad instalada en 900 MW y de su producción de energía anual hasta en un 60%, con la construcción de tres proyectos hidroeléctricos: Trasvase Manso, Amoyá y Sogamoso, y 2) Modernización de sus centrales actuales, que consiste en la actualización tecnológica de equipos y obras, programada a través de sus planes de mantenimiento permanentes, cuyo objetivo es mantener niveles competitivos de disponibilidad operacional. En 2012 ISAGEN logró la más alta transferencia histórica de energía eléctrica a Venezuela al alcanzar los 478,7 GWh, de los cuales 350 GWh se realizaron por la línea Corozo - San Mateo y 128,7 GWh por la línea Cuestecitas – Cuatricentenario. Dado el déficit de infraestructura eléctrica que tiene dicho país, estas ventas se mantendrían en valores similares al observado en 2012. Estructura Organizacional La Asamblea General de Accionistas es el máximo órgano de dirección y cuenta con plenas facultades para dirigir y decidir los temas de mayor trascendencia en la Compañía. La Junta Directiva es el máximo órgano de administración y está encargado de orientar y fijar las pautas generales para el manejo de los negocios de la Compañía, conforme con las directrices fijadas por la Asamblea General de

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Accionistas. Está compuesta por siete miembros principales, de los cuales 4 son independientes al igual que su Presidente, con sus respectivos suplentes, que reflejan la participación en la propiedad de la Empresa y la representación de los accionistas minoritarios. Se reúne de forma ordinaria doce veces al año, o cuando sea citada de manera extraordinaria, y ninguno de los directivos de la Entidad hace parte de la Junta. La Entidad cuenta con diversos comités integrados por los miembros de Junta y el personal directivo, quienes tienen la formación y experiencia apropiada para sus propósitos. En el Cuadro No. 2 se presenta un resumen de los temas tratados por dichos comités en 2012. Cuadro No. 2. Temas tratados por los principales comités de ISAGEN durante 2012

Fuente: ISAGEN S.A. E.S.P. De acuerdo con la política de dividendos de la Empresa se reparte el 100% de la utilidad liquida generada anualmente. No obstante, la Asamblea de Accionistas ha autorizado la apropiación de reservas ocasionales adicionales que, a diciembre de 2012, ascendían a $579.000 millones.

4. EL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO Dado que el sector eléctrico colombiano es altamente intensivo en capital (factor que constituye la principal barrera de entrada al mismo) ha estado concentrado históricamente en tres grandes empresas: Empresas Públicas de Medellín (EPM), Emgesa e ISAGEN que, en conjunto, representan aproximadamente el 60% de la energía producida en Colombia (Cuadro No. 3).

Cuadro No. 3. Capacidad instalada (MW) del SIN por compañía generadora a marzo de 2013

Fuente: XM.

Las principales características de este sector son: a) Capacidad concentrada en energía hidráulica (64% -

Cuadro No. 4) dada la abundancia de recursos hídricos que tiene el país.

Cuadro No. 4. Capacidad del SIN a diciembre de 2011 y 2012

Fuente: XM.

b) Alta sensibilidad a cambios en las afluencias

hidrológicas que, por estar Colombia ubicada en la zona intertropical donde confluyen diferentes corrientes oceánicas, no siguen un comportamiento regular y son difíciles de predecir. Esta situación impactó la operación de ISAGEN durante 2012 pues, como se aprecia en el Gráfico No. 2, el nivel de pluviosidad de las regiones donde se encuentran sus centrales varió considerablemente.

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Gráfico No. 2. Evolución histórica de las precipitaciones mensuales en Antioquia y Caldas

Fuente: IDEAM

c) Como se observa en el Gráfico No. 3, en periodos de

expansión económica las empresas de generación suelen tener un crecimiento superior al observado en el PIB nacional mientras que en periodos de recesión estas presentan variaciones inferiores a las mostradas por la economía.

Gráfico No. 3. Comparación del crecimiento real de los ingresos de ISAGEN y de su Peer Group con el crecimiento del PIB nacional y de la actividad “Electricidad, gas de ciudad y agua”

Fuente: DANE; ISAGEN S.A. E.S.P. d) Moderados incentivos para invertir en fuentes

alternativas de generación de energía (geotérmica, eólica, solar) debido a su alto costo.

e) Sector regulado y vigilado de forma permanente por

la CREG y Superintendencia de Servicios.

f) Infraestructura del sector está afectada por los problemas de orden público evidenciados en algunas regiones del país.

g) Estabilidad regulatoria, dado que la CREG tiene la

obligación de definir un plan estratégico y una agenda regulatoria anual, lo que les permite a los actores del mercado conocer con anticipación los proyectos de resolución y participar en su definición.

ISAGEN vende energía a dos mercados: 1) El regulado, constituido por los clientes que consumen más de 55.000 kwh o alcanzan demandas máximas superiores a 100 kw, en el cual se ubican los grandes comercializadores que pertenecen al mercado mayorista y llevan su energía al consumidor final, y 2) El no regulado, compuesto por aquellas compañías cuyo consumo es menor a 55.000 kwh o cuya demanda máxima es inferior a 100 kw. En este se encuentran los clientes finales industriales (empresas del sector manufacturero ubicadas en las principales ciudades del país, en su mayoría) que por sus características pueden comprar libremente la energía y los clientes del mercado spot, en el cual se transa diariamente la energía excedente y faltante de los generadores y comercializadores mediante el cruce de oferta y demanda. Con el fin de garantizar la estabilidad del mercado, cada generador participa en una subasta por un cargo por confiabilidad basado en la disponibilidad de sus activos. Con base en este, mediante subastas periódicas, XM asigna Obligaciones de Energía Firme (OEF) de acuerdo con la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación continuamente, en condiciones de baja hidrología, por un periodo de un año. Las variaciones en la oferta (cambios en la disponibilidad de las unidades de generación, las condiciones de hidrología y el abastecimiento de combustibles, entre otros) y demanda de energía eléctrica en el corto plazo se reflejan en una alta volatilidad del precio en la Bolsa (Gráfico No. 4). En este sentido, la estrategia empleada por los jugadores del sector es optimizar la gestión comercial realizada en el mercado Spot, con el objetivo de maximizar el margen variable y, al mismo tiempo, racionalizar el uso del recurso hídrico, de manera que la Compañía asegure continuamente la oferta de generación requerida por el SIN. En 2012, el precio spot de la energía eléctrica en el país tuvo un incremento significativo explicado por tres factores: 1) La baja hidrología observada en el segundo semestre de 2012, en comparación con la mayor cantidad de lluvias presentadas en el primer semestre; 2) La necesidad por parte de los actores del mercado de incrementar la generación térmica para cumplir con las OEF, lo cual aumenta el costo de producción de energía puesto que dicha fuente tiene un costo mayor que el de la hidráulica; 3) El crecimiento de 3,8% de la demanda nacional.

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Gráfico No. 4. Evolución de la demanda de energía y del precio promedio en Bolsa

Fuente: XM Durante el primer semestre del año se presentaron lluvias por encima de la media mensual en la mayor parte del país y temperaturas menores a los promedios para estos meses. El exceso de lluvias implicó una alta disponibilidad de generación hídrica, lo que trajo como consecuencia una disminución en el precio en Bolsa de Energía. Sin embargo, durante el último mes del 2012 el crecimiento de la demanda de energía fue del 3,6%: en el mercado regulado aumentó un 2,4% y en el no regulado 6,0%. La visita técnica para el proceso de calificación fue realizada con la oportunidad suficiente por la disponibilidad del cliente y la entrega de la información se cumplió en los tiempos previstos y de acuerdo con los requerimientos de la Calificadora. Es necesario mencionar que BRC revisó información pública disponible para contrastarla con la información entregada por el Calificado. La Calificadora de Riesgos no realiza funciones de auditoría; por lo tanto, la administración de la Entidad asume entera responsabilidad sobre la integridad y veracidad de toda la información entregada, la cual ha servido de base para la elaboración del presente informe.

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5. ANEXOS Anexo No. 1. Balance General

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Anexo No. 2. Estado de resultados

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Anexo No. 3. Flujo de Efectivo

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Anexo 4. Indicadores financieros

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CALIFICACIONES DE DEUDA A LARGO PLAZO

Esta calificación se asigna respecto de los instrumentos de deuda con vencimientos originales mayores de un (1) año. Las calificaciones representan una evaluación de la probabilidad de un incumplimiento en el pago tanto de capital como de sus intereses. En este sentido, establece la capacidad de pago de una institución en cuanto a sus pasivos con el público, considerando la calidad de los activos, la franquicia en el mercado, sus fuentes de fondeo, así como la estabilidad de sus márgenes operativos. También considera la estructura de manejo de riesgos financieros y la calidad de la gerencia. La calificación pueden incluir un signo positivo (+) o negativo (-) dependiendo si se aproxima a la categoría inmediatamente superior o inferior respectivamente.

Las calificaciones de deuda a largo plazo se basan en la siguiente escala:

Grados de inversión:

AAA Indica que la capacidad de repagar oportunamente capital e intereses es sumamente alta. Es la más alta categoría en grados de inversión.

AA Es la segunda mejor calificación en grados de inversión. Indica una buena capacidad de repagar oportunamente capital e intereses, con un riesgo incremental limitado en comparación con las emisiones calificadas con la categoría más alta.

A Es la tercera mejor calificación en grados de inversión. Indica una satisfactoria capacidad de repagar capital e intereses. Las emisiones de calificación A podrían ser más vulnerables a acontecimientos adversos (tantos internos como externos) que las obligaciones con calificaciones más altas.

BBB La categoría más baja de grados de inversión. Indica una capacidad aceptable de repagar capital e intereses. Las emisiones BBB son más vulnerables a los acontecimientos adversos (tanto internos como externos) que las obligaciones con calificaciones más altas.

Grados de no inversión o alto riesgo

BB Aunque no representa un grado de inversión, esta calificación sugiere que la probabilidad de incumplimiento es considerablemente menor que para obligaciones de calificación más baja. Sin embargo, existen considerables factores de incertidumbre que podrían afectar la capacidad de servicios de la deuda.

B Las emisiones calificadas con B indican un nivel más alto de incertidumbre y por lo tanto mayor probabilidad de incumplimiento que las emisiones de mayor calificación. Cualquier acontecimiento adverso podría afectar negativamente el pago oportuno de capital e intereses.

CCC Las emisiones calificadas de CCC tienen una clara probabilidad de incumplimiento, con poca capacidad para afrontar cambio adicional alguno en la situación financiera.

CC La calificación CC se le aplica a emisiones que son subordinadas de otras obligaciones calificadas CCC y que por lo tanto contarían con menos protección.

D Incumplimiento.

E Sin suficiente información para calificar.

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