Principalmente por la disminución del gasto financiero derivado de un menor saldo de deuda por vencimiento del bono internacional en el mes de enero y la cancelación de una emisión de bonos en el mes de julio, reduciendo a su vez el costo medio de la deuda.

Al cierre de septiembre, Enel-Emgesa alcanzó un incremento en el margen de contribución de 11.5% frente al mismo período de 2020. Lo anterior, a pesar de registrar un menor nivel de generación de energía (-11,3%) como consecuencia del bajo precio de este recurso en el mercado Spot y ocasionado por los altos aportes hídricos que se han presentado en el sistema a lo largo del año. 

Sin embargo, los siguientes aspectos han permitido apalancar el resultado positivo obtenido durante los primeros nueve meses del año:  

• Mayores precios en contratos a causa del incremento significativo en el Índice de Precios al Productor (IPP), sumado a un mayor volumen de venta en contratos a precio fijo, tanto en el Mercado Mayorista como en el mercado no regulado, gracias a la implementación de una estrategia de venta asertiva en la previsión de una alta hidrología.
• Menores costos de combustible, dados por la disminución en generación térmica a raíz de los altos aportes hídricos presentados desde principios del 2021.
• Ingreso extraordinario de más de COP $27.000 millones por la venta de bonos de carbono obtenidos, gracias a la certificación de reducción de emisiones de varias centrales hidroeléctricas de Enel-Emgesa.

Estos aspectos positivos permitieron compensar:

• Los menores ingresos por disminución de servicios auxiliares para la regulación de la frecuencia del sistema (AGC) como consecuencia de las condiciones de mercado.
• Un menor margen en el mercado Spot por el incremento en la compra de energía para compensar la reducción en la generación, aprovechando los bajos niveles de precio en bolsa.

De otro lado, los costos fijos presentaron una disminución del 9,93% frente al año anterior, a causa de los intereses derivados del fallo negativo en la liquidación del impuesto de renta y complementarios de la central Betania, registrados en 2020, por la aplicación de las exenciones previstas en la Ley Paez.

El EBITDA presentó un incremento significativo del 13,7% como consecuencia de lo mencionado anteriormente.

El EBIT aumentó en un 14,7%, en línea con el desempeño favorable del EBITDA y reflejando un incremento en las depreciaciones, dada la entrada en operación de algunos activos en El Quimbo y Río Bogotá. 

De este modo, la Utilidad Neta incrementó 30,5% frente al mismo periodo del año anterior principalmente por la disminución del gasto financiero derivado de:

• Un menor saldo de deuda por vencimiento del bono internacional en el mes de enero y la cancelación de una emisión de bonos en el mes de julio, reduciendo a su vez el costo medio de la deuda.
• El registro en 2020 de los intereses derivados del fallo negativo sobre la liquidación del impuesto de renta de la central Betania, por la aplicación de las exenciones previstas en la Ley Paez.

Estos efectos fueron compensados por:

• Un incremento en el gasto de impuesto diferido por la actualización de la tarifa nominal del impuesto sobre la renta al 35%, incluido en la Ley de Inversión Social.

“Las condiciones hidrológicas han representado un gran reto para la generación de energía durante 2021. No obstante, nuestra estrategia corporativa, apalancada de la sostenibilidad y la transición energética, nos ha permitido aportar confiabilidad y seguridad al Sistema Interconectado Nacional, manteniendo la primera posición en el país en términos de capacidad instalada neta», comentó Lucio Rubio, director general de Enel en Colombia.

Agregó que, «incluso, la venta de bonos de carbono se convirtió en un recurso clave para alcanzar una utilidad neta destacada y favorable, mientras contribuimos a que otras empresas pudiesen compensar su emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI)”.

Deuda Financiera

La Deuda Financiera Neta aumentó con respecto al cierre del 2020, como resultado de nuevas tomas de crédito por COP $650.000 millones para atender parte de la amortización de la deuda, costes operativos y Capex.

Durante los primeros nueve meses de 2021, las inversiones alcanzaron un total de COP $113.447 millones, presentando una leve reducción con respecto al año anterior por efecto del cambio de fechas de algunas actividades para el último trimestre del año. Las inversiones ejecutadas se han focalizado principalmente en la modernización y mantenimiento de las centrales, actividades asociadas a la finalización del plan de sostenibilidad de El Quimbo y la recuperación de equipos e infraestructura en las centrales del Río Bogotá.

Enel-Emgesa mantiene la primera posición en el país en términos de capacidad instalada neta con un total de 3.503 MW, que representa una participación del 19,9% del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

A su vez, se posicionó como el tercer generador del sistema con una participación del 17,7%, aun cuando la generación de energía por parte la Compañía presentó una disminución frente al mismo periodo de 2020, como resultado de la alta hidrología presentada en el país y los bajos precios registrados en el mercado Spot.

Por otra parte, Enel-Emgesa continúa manteniéndose como el segundo comercializador en el mercado de clientes libres o no regulados, con una participación del 17,0%.

La producción total de energía de Enel-Emgesa tuvo la siguiente participación por fuente de generación:

• 98,5% hidroeléctrica: 4,3% más que el año anterior. Cabe destacar que en 2020 se presentó una menor participación en generación hidráulica debido a una reducción en la demanda de energía por efecto de la pandemia y una baja hidrología que impactó negativamente el nivel de los embalses.
• 1,5% térmica: 4,3% menos que el año anterior, ya que el sistema no requirió generación térmica por las condiciones hidrológicas presentadas durante el transcurso del año.

Finalmente, la disponibilidad de las plantas se ha visto impactada por mantenimientos anuales, principalmente en Guavio, y el mantenimiento correctivo del rotor de una turbina en la central termoeléctrica de Cartagena.