Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 Bogotá D.C., Noviembre 6 de 2014 TABLA DE CONTENIDO 1. 2. 3. 4. RESUMEN EJECUTIVO Y HECHOS RELEV...
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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014

Bogotá D.C., Noviembre 6 de 2014 TABLA DE CONTENIDO 1.

2. 3.

4.

RESUMEN EJECUTIVO Y HECHOS RELEVANTES ............................................................................................................2 1.1 Panorámica sectores eléctrico y de gas natural atendidos ....................................................................................2 1.2

Resumen de los resultados financieros de EEB 3T 2014 ........................................................................................3

1.3

Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá ...................................................................................3

DESEMPEÑO FINANCIERO GRUPO ENERGÍA DE BOGOTÁ ...........................................................................................8 DESEMPEÑO COMPAÑÍAS CON CONTROL .....................................................................................................................11 3.2. DECSA – EEC................................................................................................................................................................13 3.3.

TGI ..................................................................................................................................................................................14

3.4.

CALIDDA ........................................................................................................................................................................16

3.5.

CONTUGAS ...................................................................................................................................................................17

3.6.

TRECSA .........................................................................................................................................................................17

3.7.

EEBIS Guatemala y Perú .............................................................................................................................................18

DESEMPEÑO COMPAÑÍAS SIN CONTROL .......................................................................................................................19 4.1. EMGESA ...............................................................................................................................................................................20 4.2.

CODENSA ......................................................................................................................................................................22

4.3.

PROMIGAS ....................................................................................................................................................................24

4.4.

GAS NATURAL .............................................................................................................................................................26

4.5.

REP y CTM Perú ...........................................................................................................................................................26

Anexo 1: Nota legal....................................................................................................................................................................29 Anexo 2: Aclaraciones ..............................................................................................................................................................29 Anexo 3: Definiciones de los EBITDAS incluidos en este informe....................................................................................29 Anexo 4: Estado de resultados consolidados y EBITDA Ajustado UDM y trimestral ....................................................30 Anexo 5: Estados financieros consolidados de EEB e individuales: ...............................................................................31 Anexo 6: Términos técnicos y regulatorios ..........................................................................................................................31 Anexo 7: Pies de página de las tablas y gráficas .................................................................................................................32 Anexo 8: Panorámica de la compañía controlante – EEB ...................................................................................................34

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 1.

RESUMEN EJECUTIVO Y HECHOS RELEVANTES

1.1 Panorámica sectores eléctrico y de gas natural atendidos Tabla N° 1 - Panorámica de los sectores eléctricos al 3T 14 Colombia Perú Capacidad instalada – MW Demanda – GWh Variación demanda 3T 14 / 3T 13 - %

Guatemala

14,700

ND

2,979

16,277

3,491

2,393

5.1

5.5

1.20

Dos plantas de energía empezaron operaciones: (i) el parque Eólico Marcona (Ica) a finales de Se presentó un abril/2014 con una crecimiento del capacidad instalada de 32 mercado regulado y MW.; y (ii) la central no regulado. Así hidroeléctrica Huanza, la Explicación variación mismo la explotación cual empezó a producir al demanda 3T 14 / 3T 13 de minas y canteras 100% de su capacidad en creció 21,8%, siendo Mayo/2014. La el segundo rubro con hidroeléctrica Huanza mayor crecimiento. pertenece a Egehuanza, una subsidiaria de Compañía de Minas Buenaventura y provee 90,6 MW al sistema. Fuentes: XM, UPME, COES – Perú, AMM – Guatemala * Valor extraído de la Estadística anual del COES del año 2012.

Crecimiento de la Economía y crecimiento poblacional.

Tabla N° 2 - Panorámica de los sectores de gas natural al 3T 14 Reservas probadas y probables – TPC (2012) Demanda interna Variación demanda interna 3T 14/ 3T 13 - %

Explicación variación demanda

Colombia 5.7 1,007 GBTUD 2.3 La demanda total se incrementó por el crecimiento de la demanda interna, principalmente en el consumo de Gas Natural Vehicular-GNV y por generación térmica. En lo que respecta al consumo de GNV, su crecimiento se debe a que las empresas del sector han impulsado la conversión de vehículos de gasolina a gas natural. El consumo termoeléctrico, el cual experimentó un incremento leve del 3.7%, se debió principalmente a la baja probabilidad de ocurrencia del fenómeno de El Niño para el tercer trimestre, elevando en menor medida el consumo de este sector.

Perú 21.54 1,142 MMPCD -2.5 La variación de la demanda se debe principalmente al menor gas que está siendo exportado, aun cuando el consumo interno, especialmente el consumo por las generadoras eléctricas, sí ha tenido un aumento de aprox. 27MMPCD.

Fuentes: UPME, CON, MEM, Osinergim, Concentra. *Demanda promedio de gas durante 4T 2013.

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1.2 Resumen de los resultados financieros de EEB 3T 2014 Tabla N° 3 - Indicadores financieros consolidados de EEB COP Millones Al 3T 14 Al 3T 13 Ingresos operacionales 1,708,003 1,451,107 Utilidad operacional 610,649 535,747 EBITDA Consolidado ajustado Trimestral 255,080 248,733 EBITDA Consolidado ajustado UDM 1,976,886 1,668,543 Dividendos y reservas decretados a EEB 892,317 799,853 Utilidad neta 936,690 784,297 Dividendos y reservas decretados por EEB 590,533 403,604 Ultima calificación deuda externa L/P: S&P – Agosto 14 BBB-; estable Fitch – Octubre 14 BBB; estable Moody’s - Agosto 14 Baa3; positivo 

El Grupo Energía de Bogotá reportó sus resultados financieros netos al tercer trimestre de 2014, los cuales crecieron 19.4% en comparación con el mismo período del 2013, al alcanzar COP 936,690 millones, en tanto que la utilidad operacional se incrementó en un 14%, totalizando COP 610,649 millones.



El negocio de transporte de gas natural en Colombia, operado por Transportadora de Gas Internacional S.A. ESP (TGI), continúa liderando los resultados con un 68% de aporte a la generación de utilidad operacional, seguido por el negocio de distribución de gas natural en Perú, con una contribución del 30%. Por su parte, los segmentos de negocio de crecimiento más dinámico fueron distribución de gas natural en Perú, con el equivalente a COP 22,865 millones (+49%), y la distribución de electricidad en Colombia, con COP 6,365 millones (+21.6%).



El resultado no operacional creció en un 35% en comparación con los primeros nueve meses de 2013, principalmente por un crecimiento del 11.6% de los dividendos decretados por las compañías no controladas. Por su parte, la utilidad por diferencia en cambio (efecto contable) se redujo en un 45.8% frente al mismo período de 2013, fenómeno explicado por la reexpresión en pesos colombianos de las posiciones activas y pasivas denominadas en dólares y por los fenómenos de devaluación durante el período reportado.



El EBITDA UDM a septiembre de 2014 alcanzó COP 1.9 billones lo que representa un crecimiento del 18.5% frente al mismo período de 2013. El EBITDA YTD por su parte logró COP 1.6 billones lo que representa un crecimiento del 13.5% frente al EBITDA YTD del 2013. 1.3 Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá



26.06.14. En desarrollo de la transacción de compra de la participación del 31.92% de propiedad “The Rohatyn Group” (antes CVCI) en TGI anunciada el 4 de abril de 2014, EEB constituyó la sociedad Transportadora de Gas Iberoamericana S.L. (TGISL), con domicilio en Madrid, España. La compañía fue constituida con un capital social inicial de DOSCIENTOS NOVENTA Y TRES MIL NOVESCIENTOS TREINTA Y CINCO EUROS (€293.935).



02.07.14 EEB cierra la adquisición del 31.92% de TGI por valor de USD 880 millones, a través de su vehículo de propósito especial TGISL, quien adquirió el 100% de Inversiones en Energía Latino América Holdings, S.L.U. (IELAH), sociedad poseedora del 31.92% de las acciones de TGI. Con esta adquisición, EEB incrementa su participación accionaria directa e indirecta en TGI hasta un total de 99.97%. Para este efecto, el 26 de junio de 2014 EEB capitalizó en USD 264 millones a TGISL. A este aporte de capital se suman USD 616 millones en créditos de corto plazo inter-compañía, obtenidos por TGISL, para completar el valor total de transacción de USD 880 millones.

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02.07.14 Se presentó el avance del proyecto de implementación de las NIIF a la Junta Directiva y ésta autorizó a la administración para reportar el balance preliminar de apertura a 1 de enero de 2014 de acuerdo con lo establecido por la Ley 1314 de 2009, el Decreto 2784 del 2012 y las Resoluciones y Circulares emitidas por la Superintendencia de Servicios Públicos y la Superintendencia Financiera de Colombia.



16.08.14 La Transportadora de Energía de Centroamérica -TRECSA, filial del Grupo Energía de Bogotá, recibió el desembolso de un crédito por USD 87 millones otorgado por Citibank Guatemala con plazo a un año. Estos recursos serán destinados a financiar las inversiones del período 2014-2015 relacionadas con la ejecución del proyecto PET1-2009, cuyo propósito es la construcción de cerca de 850 kilómetros (km) de líneas de transmisión de alta tensión y 12 nuevas subestaciones, así como la ampliación de 12 subestaciones existentes.



20.08.14 EEB en su calidad de socio único de la sociedad TGISL, quien a su vez es socio único de IELAH, informó que el 12 de agosto de 2014 los socios únicos de las citadas sociedades aprobaron la fusión por absorción inversa entre la sociedad IELAH, como sociedad absorbente, y su socio único, TGISL, como sociedad absorbida. Como consecuencia de la referida operación, IELAH se subrogará en la posición de TGISL, que se extinguirá sin liquidación, transfiriendo por sucesión universal todos sus activos y pasivos, a su filial íntegramente participada, IELAH. De acuerdo con lo anterior, el 19 de agosto de 2014 fue otorgada la escritura de fusión y presentada en el Registro Mercantil de Madrid para inscripción, por lo que esta fecha será la que se tenga como oficial para todos los efectos legales.



22.08.14. La calificación de riesgo asignada por Moody’s a EEB, casa matriz del Grupo Energía de Bogotá, fue ratificada como grado de inversión en la nota ‘Baa3’, al tiempo que su perspectiva fue elevada desde ‘estable’ a ‘positiva’. Esta mejora refleja la expectativa de una ejecución disciplinada en el actual plan de inversiones 20132017, valorado en USD 7.5 billones, y anticipa una financiación prudente en sus futuras inversiones de crecimiento. Moody’s resaltó la adecuada estructura de capital de la Empresa, que considera la utilización de deuda al nivel de las subsidiarias, fondos propios y recursos provenientes de socios, permitiéndole de esta manera mantener métricas crediticias de largo plazo ajustadas a niveles de grado de inversión. De igual forma, la calificadora reconoce la fortaleza del Grupo gracias al constante flujo de dividendos de compañías no controladas y al moderado endeudamiento de EEB y de sus filiales controladas. Adicionalmente, resalta que en el corto plazo puede ocurrir una mejora en la calificación una vez se completen algunos proyectos actualmente en ejecución, por parte tanto de filiales controladas y de no controladas, cuya entrada en operación está prevista para el próximo año. Otro factor para considerar una mejora sería la exitosa refinanciación de los créditos para la adquisición del 31.92% de Transportadora de Gas Internacional S.A. ESP (TGI), a nivel de esta filial, proceso que el Grupo viene adelantando satisfactoriamente.



28.08.14 La agencia calificadora de riesgo, Standard and Poor’s -S&P- elevó la calificación crediticia de la deuda corporativa de EEB desde ‘BB+’ a ‘BBB-‘, nota que corresponde a grado de inversión. Adicionalmente, S&P reafirmó las calificaciones de EEB y de TGI como emisores corporativos, manteniéndola para ambas compañías en ‘BBB-‘con perspectiva estable. La mejora en la calificación de deuda corporativa de EEB, compuesta principalmente por el bono internacional 144A Reg. S por US$749 millones y vencimiento en 2021, se deriva de la mitigación en la subordinación estructural como consecuencia de la diversidad geográfica y de negocios regulados en los que EEB opera, de los activos operativos que mantiene a nivel de la casa matriz, y de la moderada concentración de deuda al nivel de TGI. S&P indica que como consecuencia de lo anterior, EEB cuenta con el respaldo necesario en eventuales momentos de estrés financiero. Destaca igualmente que la compañía mantiene un perfil de riesgo de negocio “satisfactorio” dada su participación en negocios regulados, una adecuada posición competitiva y un flujo de

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 dividendos constante proveniente de compañías no controladas. A su vez, la calificadora resalta un perfil de riesgo financiero “intermedio” y una liquidez “adecuada”, resultando en óptimas métricas crediticias a largo plazo. 

11.09.14. EEB, casa matriz del Grupo Energía de Bogotá fue incluida por tercer año consecutivo, en el Índice de Sostenibilidad Dow Jones (DJSI) en mercados emergentes. En esta oportunidad, EEB subió cinco puntos con respecto al año pasado al pasar de 66 puntos en 2013 a 71 puntos en 2014. Este resultado ubica a EEB entre las compañías líderes en sostenibilidad a nivel mundial,

en aspectos como el social, ambiental y económico. Dow

Jones Sustainability Index es el índice de sostenibilidad más reconocido a nivel internacional y constituye un punto de referencia para aquellos inversionistas que integran lineamientos de sostenibilidad dentro de sus portafolios de inversión. Además, provee una plataforma efectiva de involucramiento para compañías que quieren adoptar las mejores prácticas en sostenibilidad. 

12.09.14 EEB desembolsó a través de su vehículo de inversión IELAH, los recursos de un crédito sindicado de largo plazo suscrito con la banca internacional liderado por BBVA, Itaú y Scotiabank, por un monto de USD 645 millones. Estos recursos fueron destinados a repagar los créditos inter-compañía de corto plazo otorgados a IELAH por EEB y algunas de sus filiales para financiar la transacción de la compra del 31,92% de TGI anunciada el pasado 2 de julio. Las condiciones del nuevo crédito suscrito por IELAH incluyen un plazo de cinco años, única amortización al vencimiento y una tasa de interés de Libor + 2,25%.



15.09.2014 La Junta Directiva de EEB, con el fin de mejorar las relaciones entre la Compañía y sus socios EMGESA y CODENSA y mantener el ritmo de crecimiento, solidez y expansión de los últimos años tanto en Colombia como en el exterior; decidió una nueva dirección, nombrando a Ricardo Roa Barragán, Presidente de TGI, una de las filiales más importantes del Grupo Energía de Bogotá, con quien se garantiza la continuidad en la gestión.



02.10.14 La Junta Directiva de EEB, casa matriz del GEB, en su sesión del día primero 1 de octubre decidió autorizar al Representante Legal de la Empresa para gestionar el otorgamiento de un compromiso irrevocable otorgado a su filial Contugas. Así mismo, autorizó al representante Legal de la Empresa para que gestione y suscriba los documentos y contratos necesarios para que EEB otorgue una deuda subordinada mediante un crédito inter-compañía a Contugas, por un monto de hasta USD 11.5 millones.



09-10-14: El pasado 17 de junio de 2014, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), entregó la licencia ambiental al Proyecto Upme 02 –2009 Subestación Armenia 230 kV y 38 kilómetros de líneas de transmisión asociadas, lo que dio vía libre a la Empresa para iniciar la construcción del mismo. Dicho proyecto tiene como área de influencia los municipios de Circasia y Filandia, en el departamento del Quindío, y Dosquebradas, Santa Rosa de Cabal y Pereira, en el departamento de Risaralda. Como medida de protección del Distrito de Conservación Barbas Bremen, que tanta preocupación ha despertado entre los quindianos, EEB con autorización de la ANLA, definió que las torres sean instaladas en el límite del Distrito y sean ubicadas en zonas ya intervenidas en las que hoy se desarrollan actividades económicas agropecuarias y no en zonas de bosque o preservación.



17-10-14: La Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, adjudicó a EEB el proyecto UPME – 06 – 2014 Subestación Río Córdoba, que contempla la selección de un inversionista para el diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la Subestación Río Córdoba 220 kV en inmediaciones del Municipio de Ciénaga, Magdalena, y las líneas de transmisión asociadas. La propuesta de EEB fue seleccionada tras ofertar el menor valor presente del ingreso anual esperado durante los próximos 25 años, correspondiente a USD 14.7 millones. El objeto del proyecto es mejorar las restricciones operativas en la región del Caribe en el corto plazo, ya que se presenta agotamiento en la capacidad de las redes, debido al crecimiento de la demanda en el área, pudiendo generar bajas tensiones, sobrecargas y desatención de demanda.

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 28.10.14: Fitch Ratings elevó la calificación del crédito corporativo de EEB en moneda local y extranjera, mejorándola desde ‘BBB-’ a ‘BBB’, con perspectiva ‘estable’. La calificación también aplica para el bono internacional por un monto de USD 749 millones y vencimiento en 2021. En escala local, Fitch Ratings también confirmó la calificación de EEB en ‘AAA (col)’, la más alta en calidad crediticia. En su comunicado, Fitch resaltó la estable generación de flujo de caja de EEB, su sólida posición competitiva y sus niveles de apalancamiento y liquidez adecuados, producto de un flujo constante de dividendos proveniente de sus subsidiarias Codensa, Emgesa y TGI principalmente, sumado a la dinámica estrategia de crecimiento de la compañía. La agencia calificadora destacó la diversificación del portafolio energético de inversiones de EEB, cuyo riesgo es bajo y cuyos ingresos futuros son altamente predecibles puesto que sus negocios operan bajo monopolios naturales regulados.

TGI 

01.07.14. La Transportadora de Gas Internacional S.A. ESP (TGI), filial del Grupo Energía de Bogotá, adquirió 7.78% de los derechos del Oleoducto al Pacífico, proyecto que pretende transportar petróleo de tipo pesado, desde los Llanos Orientales hasta Buenaventura, con el propósito de exportarlo hacia mercados de Asia Pacífico y la costa oeste de Norteamérica. La construcción del Oleoducto al Pacífico (OAP), que atravesaría las tres cordilleras para conectar a San Martín (Meta) con Buenaventura (Valle del Cauca) tiene un costo aproximado de USD 5.000 millones y estaría operando en el 2018. Se trata de un oleoducto de 760 kilómetros de longitud, con diámetro entre 30 y 36 pulgadas, con seis estaciones de bombeo por el que se transportarán diariamente entre 250 y 400 mil barriles de petróleo. La empresa Colombiana Oleoducto al Pacifico SAS tiene como socios a Talisman, Vitol, ISA, CENIT, Enbridge y TGI.



02.07.14 Se cerró la transacción de compra del 31.92% de la compañía que estaba en titularidad de The Rohatyn Group, mediante la compra del vehículo de propósito especial Inversiones en Energia Latino América Holdings, S.L.U., IELAH, domiciliado en España, a través del cual The Rohatyn Group mantenía su inversión en TGI. Finalizada la transacción, la participación directa e indirecta de EEB se incrementó al 99.97%.



28.08.14. En lo que respecta a TGI, S&P ratificó la calificación de deuda corporativa y de emisor en BBB- con perspectiva estable, recalcando las fortalezas de la compañía por operar en ambientes regulatorios estables y su capacidad a largo plazo para reducir deuda, gracias a la flexibilidad de su estructura financiera y comercial, especialmente luego de la reciente expansión en su capacidad de transporte de gas natural en Colombia.



29.10.14. En su sesión ordinaria, la Asamblea General de Accionistas, aprobó el proyecto distribución de utilidades por aproximadamente COP 516,500 Millones (el 100% de las utilidades del periodo comprendido entre Enero – Agosto 2014) lo que corresponde a un dividendo por acción de COP 3,299.



La Junta directiva autorizó modificaciones de tasa, plazo y periodicidad de pago a los créditos inter-compañía realizados a la casa matriz EEB.



La Junta directiva aprobó la ejecución del proyecto de expansión Cusiana - Vasconia Fase III, la cual comprende el suministro, transporte, nacionalización y puesta en operación de tres nuevas unidades de compresión de gas natural (Miraflores, Puente Guillermo y Vasconia). El monto estimado de la inversión es de USD 31.6 millones.



El proyecto Mariquita - Gualanday y el proyecto de bi-direccionalidad del gasoducto Ballena – Barracabermeja, no se desarrollarán ya que a la fecha no hay suficientes remitentes que hagan viable su ejecución. En el evento que se desarrolle nueva demanda, se analizará de nuevo su implementación.



En lo corrido del año, el promedio de volumen transportado por la infraestructura de TGI es de 487.4 Mmpcd, superando lo presupuestado inicialmente por la compañía.

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TGI mantiene un cuota de mercado del 48.2% al cierre del tercer trimestre de 2014, en términos de volumen transportado.



28.10.14: Fitch Ratings elevó la calificación de deuda corporativa y de emisor de TGI desde ‘BBB-’ a ‘BBB’, con perspectiva ‘estable’. Esta mejora en la calificación también aplica para su bono internacional por un monto de USD 750 millones y vencimiento en 2022. Fitch destacó las fortalezas de TGI por operar en ambientes regulatorios estables y por su capacidad a largo plazo para reducir su nivel de endeudamiento, gracias a la flexibilidad en su estructura financiera y comercial. La calificadora resaltó que TGI mantiene una generación

de caja estable y

predecible, puesto que la estructura tarifaria vigente remunera sus inversiones, el 60% de sus ingresos totales están indexados al dólar y, además, mantiene contratos de largo plazo con sus principales remitentes.

Cálidda 

En el mes de julio de 2014, se publicó la Resolución de Osinergmin que modifica las tarifas definidas en mayo, por lo cual se han incluido ajustes (la diferencia de tarifas) en todos los recibos de clientes.



En el mes de julio de 2014 se habilitó a la primera industria del clúster Puente Piedra, este clúster se ubica en el extremo norte de Lima y en su primera etapa agrupará a 11 nuevas industrias. Además se habilitó la segunda estación de medición para la Minera Luren, la cual tiene un consumo por mes de 1.4 mmpcd y también se habilitó el servicio del Hospital del Niño cuyo consumo se estima en 45,000 m3/mes.



En el mes de septiembre se suscribieron 15 nuevos contratos de industria y GNV; no obstante estos contratos ingresarán como ventas en el mes de octubre una vez que los clientes cancelen el derecho de conexión.

Contugas 

En el mes de agosto de 2014 Osinergmin realizó la pre publicación de la valoración del ducto de Egasa y Egesur. El 10 de Octubre 2014 fue emitida la valorización definitiva. Adicional a esto, se estima que en el 4T del 2014 el MEM emita la resolución donde acoge a Egasa y Egesur al Mecanismo de Compensación creado en el DS-035-2013. Una vez publicada dicha resolución, Contugas hace el pago por la compra del ducto y empieza a cobrarle a Egasa y Egesur la tarifa de distribución.



Contugas está en proceso de negociación de una adenda con el Consorcio Camisea (Productor de Gas) para ajustar la curva de gas del Contrato de Suministro. Se estima que en el 4T de 2014 se suscriba dicha adenda.



En relación con la modificación del Contrato BOOT de Distribución en el Departamento de Ica a la fecha se ha logrado acordar con la Dirección General de Hidrocarburos la suscripción de la primera adenda al mencionado contrato. Esta modificación del contrato resulta fundamental para las actividades de la compañía pues elimina la generación de posibles contingencias y/o cuestionamientos por parte del Estado Peruano. A la fecha, estamos a la espera de la Resolución Ministerial que faculta al Estado Peruano a suscribir la adenda.

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 2.

DESEMPEÑO FINANCIERO GRUPO ENERGÍA DE BOGOTÁ Tabla N° 4 – Estado de Resultados consolidado EEB Millones COP Variación Al 3T 14 Al 3T 13 % Ingresos Operacionales 1,708,003 1,451,107 17.7 Costo de ventas -910,338 -749,282 21.5 Utilidad bruta 797,665 701,825 13.7 Gastos operacionales -187,016 -166,078 12.6 Utilidad Operacional 610,649 535,747 14.0 Dividendos 892,317 799,853 11.6 Ingreso / gasto No operacional neto 498,027 368,109 35.3 Utilidad antes de impuestos e interés minoritario 1,108,676 903,856 22.7 Interés minoritario -36363 -52,280 -30.4 Impuesto de renta -135,623 -67,279 101.6 Utilidad neta 936,690 784,297 19.4



Millones USD Al 3T 14 Al 3T 13 844.7 760.4 -450.2 -392.6 394.5 367.8 -92.5 -87.0 302.0 280.7 441.3 419.1 246.3 192.9 548.3 473.6 -18.0 -27.4 -67.1 -35.3 463.2 411.0

Los ingresos operacionales consolidados del Grupo crecieron 17.7% a septiembre de 2014 debido a: () Mayores ingresos por transporte de gas en Colombia, TGI, debido al esquema tarifario vigente, el cual remunera la inversión y está indexada al dólar cuya tasa se devaluó respecto del peso durante el período de comparación () Incremento de ingresos por distribución de gas natural en Perú por mayores conexiones durante el trimestre dle clientes residenciales y comerciales habilitados y conectados a la red en Cálidda y a un mayor volúmen distribuido y facturado, () a venta de instalaciones internas a clientes residenciales y por ingresos por derechos de conexión de clientes industriales en Contugas.



La utilidad operacional creció a un ritmo inferior al de los ingresos operacionales dado que los costos y gastos operacionales tuvieron un crecimiento moderado debido al aumento en el valor de las operaciones tercerizadas (honorarios y servicios), consumo de suministros, costos de personal por el crecimiento de la planta y por crecimiento de la infraestructura, lo cual genera mayor gasto por concepto de mantenimiento, depreciación y amortización. Como resultado de lo anterior, la utilidad operacional durante 3T 2014 alcanzó la cifra de COP 610,649 millones con un crecimiento del 14% frente al mismo período del año anterior.



En lo que respecta a ingresos y gastos no operacionales, los dividendos decretados por compañías no controladas alcanzaron COP 892,317 millones por los buenos resultados operacionales de Emgesa, Codensa, Promigas y Gas Natural durante 2013.



Por otro lado, la menor devaluación del peso colombiano durante los primeros nueve meses del año impactó positivamente la cuenta diferencia en cambio, pasando de un gasto de COP 200,998 millones en 2013 a un gasto de COP 109,007 millones a septiembre de 2014, como resultado de la reexpresión en pesos colombianos de las posiciones activas y pasivas denominadas en dólares, registro que sólo tiene efectos contables y no corresponde a una erogación de efectivo.



Finalmente, la utilidad neta a septiembre de 2014 cerró en COP 936,690 millones, lo cual representa un crecimiento de 19.4% frente al mismo período del año inmediatamente anterior.

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 Tabla N° 5 – EBITDA Consolidado UDM de EEB Millones COP Millones USD Al 3T 14 Al 3T 13 Var % Al 1T 14 Al 1T 13 248,733 2.6 125.7 130.3 EBITDA Consolidado ajustado trimestral 255,080 1,976,886 1,668,543 18.5 974.6 874.4 EBITDA Consolidado ajustado UDM 60.8% 61.2% 60.8% 61.2% Margen EBITDA Consolidado % 

Por su parte, el EBITDA Consolidado Ajustado UDM, que incluye los dividendos recibidos de filiales no controladas, ascendió a COP 1,976,886 millones, lo que representa un incremento del 18.5% frente al obtenido el 2013, explicado por (i) mayores dividendos e intereses ganados por COP 188,776 millones; (ii) mejor desempeño operacional por COP 40,378 millones.

Tabla N° 6 - Estructura de la deuda consolidada de EEB 3T 14

Deuda financiera en COP Deuda financiera en USD Operaciones de Cobertura Total deuda financiera Deuda neta/EBITDA Consolidado Ajustado UDM – OM: 2.25 

COP Millones 107,401 5,978,140 220,246 6,305,787 2.33

Part. % 1.7 94.8 3.5 100

10.22

3T 13 COP Millones 5,948 3,820,481 235,655 4,062,084 1.60 9.10

3T 14

3T 13

0.1 94.1 5.8 100 73.1

Millones USD 52.9 2,947.1 108.6 3,108.6 2.33

Millones USD 3.1 1,995.4 123.5 2,128.6 1.60

111.9

10.22

9.10

Part. %

La deuda financiera total aumentó por: (i) toma de endeudamiento con banca internacional por USD 645 millones en vehículo de propósito especial IELAH; ii) Repago de crédito sindicado de corto plazo en Contugás (USD 215 millones) y desembolso de nuevo crédito por USD 310 millones -neto USD 95 millones adicionales-; iii) Reapertura del bono EEB 2021 –USD 139 millones, menos repago de deuda con banca multilateral CAF por USD14 millones-; y (iv) toma de endeudamiento en EEC para financiar plan de inversiones.

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 Gráfica No. 3 – Evolución Indicadores de Deuda

Deuda Neta/ EBITDA Consolidado Ajustado Deuda Neta/ EBITDA Consolidado Ajustado

EBITDA Consolidado Ajustado / Intereses OM


10.22

2.33 1.52

1.41

1.60

1.48 2.25

3T 13

4T 13

1T 14

2T 14

3T 14

3T 13

4T 13

1T 14

2T 14

3T 14

En concordancia con las definiciones del contrato de bonos emitidos por EEB en noviembre de 2011, los indicadores de apalancamiento y cobertura de intereses se calculan con base en el EBITDA Consolidado Ajustado, que incluye las reducciones de capital recibidas por EEB de sus filiales. 

El indicador de apalancamiento neto se redujo por un aumento del EBITDA (+18.5%) y un aumento del endeudamiento neto del 72.7%.



El indicador de cobertura de intereses presenta una disminución moderada por crecimiento del 18.5% en el EBITDA Consolidado Ajustado frente a un aumento en el gasto financiero neto por intereses (+5.5%).

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014

3.

DESEMPEÑO COMPAÑÍAS CON CONTROL Tabla N° 7 - Indicadores financieros inversiones con control 3T 14 COP Millones USD millones Ingresos operacionales Utilidad operacional EBITDA UDM Utilidad neta

EEB 82,709 46,179 71,233 29,267

TGI 705,237 456,798 733,918 157,793

Calidda 641,218 103,517 134,700 59,650

EEB 40.8 22.8 35.1 14.4

TGI 347.7 225.2 361.8 77.8

Calidda 443.6 54.9 92.5 29.2

Tabla N° 8 - Resumen de los proyectos de expansión del Grupo EEB - Compañías Controladas Proyecto / Cía. La Sabana – TGI ICA Perú – Contugas

País

Sector

Colombia Perú

T GN T + D GN D GN Lima Callao – Cálidda Perú ampliación redGuatemala – TRECSA Guatemala TE Subestaciones – EEB Colombia TE Ingenios – EEBIS Guatemala TE T: Transporte; D: Distribución; GN: Gas Natural; E: Electricidad

USD MM

Estado

55 358

En operación En operación

En operación: En operación En operación

500

En construcción

16-18

373 638 44

En construcción En construcción En planificación

14-15 14-16 15

3.1. EEB – Negocio de Transmisión Tabla N° 9 - Indicadores Transmisión EEB

Al 3T 14

Utilidad operacional – COP MM EBITDA trimestral - COP MM Inversiones – COP MM Disponibilidad de la infraestructura - % (1) Compensación por indisponibilidad - % (2) Cumplimiento programa mantenimiento - % (3) Participación en la actividad de transmisión en Colombia - % (4) Pies de página en anexo 6

Al 3T 13 Var %

14,970 18,962 92,547 99.95 0.0241 100

13,860 17,588 64,324 99.95 0.1116 100

8.0 7.8 43.9 0.000 -78.4 0.0

8.44

7.96

6.0

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014



Los indicadores técnicos muestran estabilidad en la gestión operativa de la empresa manteniendo cumplimientos superiores a los impuestos regulatoriamente sin detrimento de la Empresa.



Las inversiones del periodo incluyen los montos asociados a la construcción de los proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional en Colombia.

Avance proyectos de Inversión EEB Negocio de Transmisión:



UPME 03-2010 – Proyecto NORTE: El diseño detallado de líneas de transmisión está concluido; avance del 100%. El Diagnóstico Ambiental de Alternativas se radicó en la ANLA el 31 de octubre de 2013. Se contabilizan 178 días de atraso por demora de ANLA en el pronunciamiento sobre la alternativa seleccionada. El proyecto presenta un avance del 37%.



SVC TUNAL: Se realizó el montaje de los reactores, bancos de capacitores y filtros de armónicos; en proceso las pruebas de los transformadores de potencia; instalación de malla de puesta a tierra y apantallamiento; montaje de barraje de 230kV, cableado y conexión de tableros y equipos de patio. Las pruebas individuales de equipos iniciaron la tercera semana de octubre. El proyecto presenta un avance del 83.1%.



UPME-05-2012 –Proyecto Cartagena-Bolívar: Se terminaron las etapas de iniciación y planeación del proyecto. Se efectuó el proceso de contratación de estudios ambientales y se dio inicio al contrato el 24 de septiembre con la actividad del DAA. Se llevó a cabo también el proceso de contratación de fotografía aérea y se inició el del diseño del tramo aéreo de la línea Cartagena-Bolívar. El avance del proyecto es del 2.1% de acuerdo con lo programado.



UPME 02-2009 – Proyecto Armenia: El Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 90923 del 29 de agosto de 2014 por lo cual se modificó la fecha de puesta de operación del proyecto pasando del 30 de agosto del 2014 al 9 de abril del 2015. En el área de servidumbres se han liberado por escrituración e inspección judicial 75 sitios de torres lo que representa el 90% del total de los sitios de torre del proyecto. En el área de subestaciones se resaltan las actividades de vaciado de concreto de las 16 columnas del edificio GIS, tendido de cable y ejecución de puntos de soldadura exotérmica en áreas perimetrales del mismo edificio. En el frente de Líneas de transmisión se destaca el replanteo de las torres T24 a la T27 y de la T74 a la T76 para un total acumulado a la fecha equivalente a 19,19 km lo que corresponde al 50% del total. Se continúa con las actividades de marcación de excavaciones, excavación y cimentación de torres. El proyecto cuenta con un avance del 64.32%.



UPME 05-2009 - Proyecto Tesalia. El Ministerio de Minas y Energía bajo Resolución 9 0922 de 29 de agosto de 2014, modificó la fecha de puesta en operación del proyecto del 30 de agosto de 2014 al 10 de septiembre de 2015. Para el tramo Tesalia – Altamira, la reconfiguración de línea Betania Jamondino, la Subestación Tesalia y la ampliación de la subestación Altamira, el avance es del 89.79% destacando que con este tramo del proyecto se garantiza la conexión y evacuación de la generación de energía del proyecto de generación El Quimbo. Para este tramo así como para la reconfiguración de la línea Betania – Jamondino se realizó el montaje y tendido del 100% de los sitios de torre. Para las subestaciones la actividad de montaje presenta un avance del 99% y se adelantan las pruebas de Puesta en Servicio las cuales presentan un avance del 84%. Para el tramo de la línea de transmisión

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 Tesalia - Alférez se está en proceso de finalización del diseño incluyendo la variante de 44 km a construir, la cual evita intervenir los territorios de las comunidades indígenas identificadas. En cuanto a la gestión ambiental para este tramo, se radicó el Estudio de Impacto Ambiental ante la ANLA el 17 de septiembre de 2014. Con corte al 30 de septiembre de 2014, el total del proyecto presenta un avance ponderado del 77.55%. 

UPME 01-2013 – Proyecto Sogamoso Norte NE 500kV: Se inició la elaboración de los Estudios Ambientales correspondientes al Diagnóstico Ambiental de Alternativas para los cuales el 29 de julio de 2014 la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales mediante radicado 4120-E2-33616 emitió términos de referencia para su elaboración y presentación. Igualmente se iniciaron los diseños detallados de las líneas de transmisión Sogamoso – Norte 500kV y Norte – Nueva Esperanza 500kV en la de las rutas las cuales tienen una longitud de 360km y 124km aproximadamente. Se entregaron para revisión de La Empresa

los Criterios de Diseño Civil, Eléctrico y

Electromecánico. El avance a la fecha del proyecto es del 5.25%, sin embargo la curva “S” y el cronograma se encuentran pendientes de aprobación por parte de la Interventoría de la UPME.

3.2. DECSA – EEC Tabla N° 10 - Indicadores seleccionados EEC – DECSA(*) Al 3T 14 Al 3T 13 Var % No. de clientes 273,305 262,315 4.1 231,580 212,767 8.8 Ingresos operacionales - COP MM Utilidad operacional - COP MM 44,320 37,148 19.3 EBITDA trimestral 20,097 18,843 6.6 Utilidad neta – COP MM 22,693 19,192 18.2 Dividendos y reservas decretados a DECSA 2,000 8,898 -77.5 Pérdidas - %(1) 10.04% 11.17% -6.9 Deuda neta / EBITDA UDM 1.04 -0.05 -2.180 EBITDA UDM / Intereses UDM 15.46 22.91 -32.5 * Controlada por DECSA Pies de página en anexo 6  Los ingresos operacionales crecen en un 8.8% por aumento en ventas de energía respecto del trimestre anterior en

COP 77,931 millones y de otra parte un crecimiento de los otros ingresos por COP 2,430 millones.  La utilidad operacional crece de manera superior en comparación con el crecimiento de los ingresos operacionales,

principalmente por el control en los costos de transporte energía y costos fijos.  Se presentó un EBITDA trimestral superior en COP 1.254 millones con respecto al alcanzado en el mismo trimestre

del 2013 explicados principalmente por un mayor margen de contribución de COP 8,480 millones, y un menor crecimiento de las depreciaciones y amortizaciones.  EEC decretó dividendos por un valor de COP 2,000 MM pagaderos en noviembre 2014 a todos sus accionistas.  Mejor desempeño del margen de contribución por un menor índice de pérdidas de energía, mayores ventas y un

mayor control del costo variable  Se tiene un crecimiento año a año en la demanda nacional de 1.973 GWh equivalentes a un 4,34% dinamizado

principalmente por los sectores de la construcción, manufactura y comercio.  Se presenta una disminución año a año en el índice TAM de pérdidas de energía de 1,13 puntos porcentuales, esto

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 como resultado del desarrollo del plan de choque de pérdidas donde se instalaron equipos de macromedida para focalización y se realizaron visitas comerciales.  Se presentó un crecimiento en el número de clientes de 4,2% entre el 2013 y el 2014 equivalente a 10.990 nuevos

clientes del mercado regulado destacándose los residenciales de los estratos 1, 2 y 3 y el segmento comercial. Avance proyectos EEC



Normalización AT: El proyecto se encuentra subejecutado, debido a que se han presentado retrasos en la consecución de los permisos de paso (servidumbres) y trámite de permisos ambientales. En el mes de Agosto ya se inició ejecución en el primer tramo de 2 km, con los permisos de paso gestionados con un predio particular.



Normalización Redes MT: El proyecto ha mantenido su tendencia de acuerdo al desarrollo, disponibilidad de cuadrillas y materialización del contrato marco de la zona norte, la cual es menor a la estimada en el Presupuesto. Actualmente se encuentra en proceso de materialización el contrato con INMEL para apoyo a la ejecución de este proyecto.



Construcción S/E MT-MT Quetame: Se definió el sitio y se va a solicitar a la Agencia Nacional de InfraestructuraANI el lote donde se construirá la Subestación.



Ampliación Construcción S/E: La subejecución es debida al atraso generado por la necesidad de suscripción de un contrato adicional para el descargue y montaje de dos transformadores 7,5/10 MVA suministrados por WEG cuya entrega fue en puerto.



Control Pérdidas No Técnicas: Retraso en el proyecto Medida Centralizada de la zona centro de Girardot debido a falta de adecuaciones en la red abierta existente. Adecuación de red trenzada para ejecución a partir de septiembre. Proyecto de Medida Centralizada de la Plaza de Mercado de Villeta. En julio se realizó levantamiento de información para su instalación. Por implementar otras medidas técnicas.

3.3. TGI Tabla N° 11 - Indicadores seleccionados de TGI

Al 3T 14 Al 3T13

Var %

Ingresos operacionales - COP MM

705,237 648,369

8.8

Utilidad operacional - COP MM

456,798 406,769

12.3

733,918 650,612 EBITDA UDM - COP MM 157,793 112,530 Utilidad neta - COP MM 487 446 Volumen transportado – Mm pcd 652 630 Capacidad contratada en firme - Mm pcd Calificación crediticia internacional: S&P - Agosto 14: BBB-, estable Fitch – Octubre 14: BBB, estable Moody’s – Abril 14: Baa3, estable

12.8 40.2 9.2 3.5

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 

El resultado operacional al cierre del trimestre, muestra crecimiento del 12.3% gracias al incremento de los ingresos operacionales, los cuales crecieron 8.8% al cierre del 3T 2014, comparado con el mismo periodo del año anterior. Adicional al esquema tarifario vigente, el cual se aplicó completamente a finales del primer trimestre de 2013, este incremento se debió principalmente al aumento del volumen transportado (+9.2%) y al incremento de los contratos en firme (+3.5).



En lo que respecta a los rubros no operacionales, presentaron en conjunto una disminución del 20.1%. La diferencia en tipo de cambio, generada por la devaluación del peso colombiano y su impacto al re expresar en moneda local la deuda de TGI, y la pérdida por la valoración en operaciones de cobertura, representan las cuentas de mayor impacto durante el periodo. En consecuencia, la utilidad neta de la compañía se incrementó en COP 157,793 millones, COP 45,263 millones superior, comparado con el mismo periodo de 2013.

Avance proyectos de Inversión TGI:



Estación La Sabana: La construcción de la estación de compresión de gas natural La Sabana (ECGSB), que hace parte del proyecto de expansión del gasoducto del mismo nombre, presenta un avance del 91.5%. El 7 de julio la compañía dio inicio a la operación comercial de esta estación, para aumentar la capacidad de transporte del gasoducto de La Sabana de 140 Mmpcd a 215 Mmpcd y un pico esperado de 270 Mmpcd. La puesta en operación de la ECGSB representa una oportunidad para garantizar el suministro del servicio en los próximos años y la posibilidad de afianzar el desarrollo de la industria en la capital y la Sabana Cundiboyacense. El compresor No. 2 se puso en marcha el 11 de septiembre del presente año. Las obras civiles continúan, para finalizar completamente el proyecto.



Ampliación Cusiana - Apiay – San Fernando: La compañía se encuentra actualmente evaluando alternativas para viabilizar un proyecto de incremento de capacidad en el tramo Cusiana-Apiay, considerando que ECOPETROL manifestó no requerir capacidad de transporte de gas natural desde Cusiana hasta San Fernando. TGI ha venido presentando a sus principales clientes los proyectos de ampliaciones del sistema de transporte.



Se determinó que, con una capacidad inferior a la inicialmente proyectada y sin la construcción del gasoducto a San Fernando, se podría imprentar el proyecto, se están negociando

a la fecha los términos en lo que

ECOPETROL participaría del mismo contratando una capacidad que haría viable el proyecto 

Cusiana Fase III: EL proyecto Cusiana Fase III, comprende dar inicio al proceso de solicitud de ofertas para el suministro, transporte, nacionalización y puesta en operación de tres nuevas unidades de compresión de gas natural (Miraflores, Puente Guillermo y Vasconia). El proyecto permite ampliar la capacidad en 20 mmpcd y comprende una inversión total de aproximadamente USD 32 millones. Se estima que la entrada en operación comercial se de en el cuarto trimestre de 2015.

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 3.4. CALIDDA Tabla N° 12 - Indicadores seleccionados de Cálidda

Al 3T 14 Al 3T 13 Var %

No de clientes Ingresos operacionales - USD Miles Utilidad operacional – USD Miles EBITDA UDM – USD Miles Utilidad neta – USD Miles



235,273 141,146 443,603 296,765 54,936 37,529 92,498 66,660 29,171 9,540

66.7 49.5 46.4 38.8 205.8

En este 3T se han realizado 20,103 conexiones, 101% más con respecto a 3T 2013. En el mes octubre se alcanzó un nuevo récord de nuevas conexiones llegando el cliente 255,000. Actualmente, Cálidda cuenta con una participación en el mercado local de 76.5%.



En cuanto a los segmentos Residencial y Comercial, Cálidda aumento el número de clientes a 20,090 provenientes de los distritos del Perú en donde Cálidda tiene presencia.



En el tercer trimestre, Cálidda incremento su volumen vendido en 20% comparado con el mismo periodo en 2013. Lo anterior se explica por los generadores de energía que se han unido al sistema de distribución de Cálidda tales como Fénix (82 MMCPD) y Termochilca (45 MMCPD).



Durante los primeros nueve meses de 2014, Cálidda ha construido 18 kilómetros de red de alta presión de acero y 1,028 km de red secundaria de polietileno. El Sistema de distribución de Cálidda alcanzó un total de 4,450 kilómetros de tuberías subterráneas.



El ritmo de expansión de la red en polietileno (anillos) ha aumentado considerablemente, alcanzando en 3T 2014 111.997 anillos en comparación con 53.006 anillos en 3T 2013.



Al cierre del 3T 2014 la tasa de penetración de redes está al 53% debido a la estrategia comercial de Cálidda enfocada principalmente en distritos caracterizados por familias de medianos y bajos recursos en donde el ahorro producido por el uso del gas natural frente a los combustibles alternativos son más apreciados, y, por tanto, con una mayor aceptación de la prestación del servicio. El objetivo para finales de 2014 es del 59%.



La utilidad operacional creció a un ritmo menor que lo ingresos operacionales por un mayor costo de venta de gas y Transporte debido a un mayor volumen (+20%) respecto del 3T 2013. Los contratos take or pay con generadoras representaron el 76% del volumen facturado.



Al cierre del tercer trimestre el EBITDA (UDM) fue mayor que EBITDA UDM de 2013 en un 39 % debido a (i) un mayor volumen de facturación proveniente de tres nuevas plantas de generación de energía (Fénix, Termochilca, y Kallpa) y también al volumen vendido en los segmentos más rentables como Residencial y Comercial, Industrial y Estaciones de GNV; (ii) mayores ingresos de los servicios de instalaciones internas de vivienda y (iii) Incremento de la tarifa promedio de distribución desde mayo de 2014 en 6.37%. Avance proyectos de inversión Cálidda:



Hay continuidad de los proyectos, la puesta en operación es individual y por tramos construidos. No obstante, se puede resaltar que tanto la Ampliación de la Red Principal y las Generadoras Chilca ya se culminaron.

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 3.5. CONTUGAS 

La Puesta en Operación Comercial de la infraestructura de Contugas se dio el 30.04.2014 luego de suscribir conjuntamente con el Ministerio de Energía y Minas del Perú y Enbridge Technology INC, inspector internacional, el acta final de pruebas que certifica que la obra ha cumplido con los estándares aplicables, declarando que el sistema de gas natural se encuentra apto para el servicio.



A cierre de septiembre 2014 Contugas cuenta con más de 24.473 clientes habilitados (con 32.963 ventas residenciales realizadas y 31.156 instalaciones internas construidas).

Avance proyectos de inversión Contugas:



El porcentaje de ejecución al cierre del 3T 2014 es del 100% con una inversión acumulada de USD 325.5 millones. El proyecto comprende más de 340 km de red troncal y ramales de alta presión y más de 700 km de redes de polietileno de baja presión. El gasoducto tendrá una capacidad superior a 300 MMCPD y se conectarán 50.000 clientes residenciales en los primeros seis años después de la Puesta en Operación Comercial.



Al cierre del 3T 14 la capacidad contratada en firme y en interrumpible de Contugas ascendía a 50.71 mm pcd.

3.6. TRECSA

Avance proyectos de inversión Trecsa: Al 3T 2014 el proyecto completa un avance del 76% y una inversión acumulada al 30 de septiembre de 2014 de USD 284.7 millones Permisos del Proyecto 

Se cuenta con 61 Avales municipales (82%)



Hay 1227 sitios disponibles (60%) para trabajos de construcción de estructuras de líneas de transmisión

Construcción 

Hay 1035 (51%) estructuras con obra civil terminada y 970 (48%) estructuras ya montadas



Se lleva un avance del 63% en obras civiles de subestaciones (se trabaja en 17 subestaciones), del 49% en montaje (en 16 subestaciones) y del 29% en pruebas (10 subestaciones).



Hay acuerdos con propietarios en 687 km (83%), se han escriturado 642 km (77%) y se encuentran disponibles 524 km (63%) para trabajos de construcción en líneas de transmisión.



Hay 1252 sitios disponibles (61%) para trabajos de construcción de estructuras de líneas de transmisión.



Al tercer trimestre ya se encuentran energizadas la estación subestación Pacífico 230 kV (LT Escuintla II - San Jose 230 KV) y subestación San Agustín 230 kV (LT Guatemala Norte - Panaluya conexión 230Kv).

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 3.7. EEBIS Guatemala y Perú Avance proyectos de inversión EEBIS Guatemala:



Anillo Pacífico Sur: Actualmente se está ejecutando el proyecto consistente en la construcción de 90km de líneas de transmisión a 230 kv, 4 subestaciones nuevas y ampliación de 3 existentes a 230 kv, el cual se desarrolla con 5 ingenios azucareros localizados en el suroccidente del país. La inversión del Proyecto asciende a USD 51.3 millones aproximadamente. El proyecto presenta un avance de ejecución del 10% al 3T 2014.



Cementos Progreso: Actualmente se está ejecutando el proyecto consistente en la construcción de 17 km de línea de transmisión a 230 kv, una subestación nueva en configuración I&M con dos bahías de transformación de 50 MVA cada una, el cual se desarrolla con la principal cementera de Centro América. La inversión del Proyecto asciende a USD 19.9 millones aproximadamente. El proyecto presenta un avance de ejecución del 1% al 3T 2014.



Genor: Actualmente EEBIS Guatemala está a la espera por parte del cliente la orden de inicio para empezar la ejecución del proyecto que consiste en la construcción de 48 km de línea de transmisión a 230 kv, una subestación nueva en configuración I&M con dos bahías de transformación de 100 MVA cada una y la ampliación de la subestación Morales actualmente en construcción por parte de Trecsa. La inversión del Proyecto asciende a USD 32.9 millones aproximadamente bajo la modalidad de libros abiertos. El proyecto presenta un avance de ejecución del 0% al 3T 2014.

Avance proyectos de inversión EEBIS Perú:



EEBIS PERÚ SAC Inicia operaciones en Perú el 06-Ene-14 y en estos nueve (9) meses se ha logrado conformar y estructurar la empresa, cumpliendo con las reglamentaciones del estado peruano, respetando los derechos laborales y los lineamientos del pacto global, ha desarrollado las líneas de actuación estratégicas por la que fue creada: (i) Está prestando servicios a las filiales del GEB en actividades de ingeniería, supervisión, interventoría y Back Office y, (ii) está participando en la estructuración de oportunidades de inversión del GEB en Perú.

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 4.

DESEMPEÑO COMPAÑÍAS SIN CONTROL Tabla No 13 - Indicadores financieros inversiones sin control - 3T 14 COP Millones USD millones Emgesa Codensa Gas Natural Promigas REP CTM Ingresos operacionales 2,033,437 2,556,517 1,093,643 282,396 98.6 81.0 Utilidad operacional 1,250,110 651,764 256,477 214,539 43.7 45.7 EBITDA UDM 1,359,406 846,078 281,334 65,871 64.2 66.0 Utilidad neta 806,761 394,521 68,331 293,768 20.6 18.4 Dividendos y reservas decretados a EEB 450,465 277,944 67,311 69,056 5.5 Reducciones de capital decretadas a EEB -

Tabla N° 14 - Resumen de los proyectos de expansión de las empresas sin control al 3T 14. Ejecución Ejecución 3T 2014 En operación USD millones 270.8 1S 15 Quimbo Emgesa G electricidad Colombia 98.1 14 Atención nueva demanda Codensa D electricidad Colombia 16.7 15-18 Ampliaciones concesión REP T electricidad Perú 34.5 14-17 Ampliaciones concesión y nuevas CTM T electricidad Perú 5.5 15-16 Ampliaciones sistema PROMIGAS T + D gas natural Colombia T:Transporte; D:Distribución; GN: Gas Natural; E: Electricidad Proyecto

Empresa

Sector

País

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 4.1. EMGESA Tabla N° 15 - Panorámica de Emgesa al 3T 14

Capacidad instalada - MW Composición de la capacidad Generación – Gwh Ventas – Gwh Control Participación de EEB

3,041 9 Hidros y 2 térmicas 10,524 12,140 Enel Energy Group SpA 51.5% - 37.4% acciones ordinarias; 14.1% preferenciales sin derecho a voto

Grafica No. 7 – Ventas / Ofertas GWh



Las ventas de Emgesa crecen como resultado de una mayor generación propia y de mejores precios de la energía en la bolsa.



La composición de las ventas fue el 67% a través de contratos con clientes del mercado mayorista y no regulados, y el 33% restante vía contratos en el mercado spot y a través del mecanismo AGC (Automatic Generation Control).



La generación de Emgesa representó el 22.02% del total del sistema y fue superior a la generación del mismo período de 2013 (20.7%). En términos de capacidad instalada bruta Emgesa, representa el 20.69% del país. Tabla N° 16 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa COP Millones USD Millones Al 3T 14 Al 3T 13 Var % Al 3T 14 Al 3T 13 2,033,437 1,811,743 12.2 1002.4 946.3 Ingresos operacionales 760,316 784,427 -3.1 374.8 409.7 Costo de ventas 23,011 18,972 21.3 11.3 9.9 Gastos administrativos 1,250,110 1,008,344 24.0 616.3 526.6 Utilidad operacional 1,359,406 1,120,046 21.4 670.2 585.0 EBITDA YTD 66.85% 61.82% 8.1% 66.9% 61.8% Margen EBITDA 806,761 646,141 24.9 397.7 337.5 Utilidad neta 405,659 11.0 222.1 211.9 Dividendos y reservas decretados a EEB 450,465 Reducciones de capital a EEB 1.52 1.37 74.7 7.3 1.4 Deuda Neta / EBITDA UDM 14.44 12.49 194.6 14.44 12.49 EBITDA / Intereses Pies de página en anexo 6

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014  Los ingresos operacionales crecieron a una tasa del 12.2% gracias a una mayor generación hídrica en los embalses

de la compañía lo que permitió mayores ventas a través del mercado spot que a su vez se beneficiaron de mayores precios en bolsa de la energía.  La utilidad operacional creció a un mayor ritmo al de los ingresos operacionales como consecuencia de menores

compras de energía en el mercado spot y menor consumo de combustibles.

Además gracias a una favorable

hidrología, superior a la media histórica, dentro de los cuales se destaca el desempeño de la Central hidrológica Guavio.  El gasto financiero neto de los primeros nueve meses de 2014 creció 7,6% con respecto al mismo período del año

anterior, alcanzando COP 80.064 millones. Esto fue el resultado de un mayor costo financiero, producto de una mayor tasa de interés promedio (IBR e inflación) y de un mayor saldo de deuda financiera.  La utilidad neta presentó un incremento del 24.9% debido principalmente a mejor resultado operacional y por menores

costos de ventas por mayores aportes hidrológicos. Hechos Relevantes EMGESA  13-05-14: La agencia calificadora de riesgo Fitch Ratings afirmó la calificación de Emgesa en ‘AAA(col)’ con

perspectiva estable. Esta acción está soportada en la calidad de sus activos, la complementariedad de las cuencas hidrológicas donde opera y la diversificación en su mezcla de generación (85% hídrico y 15% térmico) que reducen su exposición a las variaciones en la hidrología del país.

Además la terminación de la construcción de la planta

hidroeléctrica de Quimbo que incrementará su flujo de caja, y su apalancamiento moderado, medido como la relación deuda a EBITDA se ubicó en 2,1 veces al cierre de marzo de 2014 fueron factores claves para esta calificación.  01-10-14: La Asamblea General de Accionistas de Emgesa nombró nuevos miembros para su Junta Directiva. A la

cabeza de los miembros principales se encuentra el Señor Joaquín Galindo Vélez-Gerente General de Endesa; otros miembros principales son el señor Ricardo Roa Barragán-Presidente de EEB,

y el señor Ricardo Bonilla Gutierrez

Secretario de Hacienda-Alcaldía de Bogotá. Como miembros independientes están María Mercedes Maldonado Copello- Secretaria Distrital de Planeación, José Alejandro Herrera Lozano- Subdirector Técnico de la Secretaría Distrital de Hacienda, Luisa Fernanda Lafaurie- y Andrés López Valderrama- Presidente Ejecutivo de Corferias.  02.10.14 La Junta Directiva de Emgesa aprobó presentar a la próxima reunión ordinaria de la Asamblea General de

Accionistas, el proyecto de distribución de utilidades por un monto de COP 719,310 millones. De los cuales COP 716,187 millones corresponden a dividendos ordinarios sobre 148,914 acciones y COP 3,123 millones a dividendos preferenciales sobre 20,952 acciones pagaderos según lo estipulado en el Código de Comercio.  29.10.14 La Asamblea General de accionistas en su sesión ordinaria aprobó la distribución de utilidades por valor de

COP 719, 310 millones por el período correspondiente a Enero – Agosto de 2014. De estos recursos, COP 372,082 serán pagados a EEB durante el 2015.

Avance proyectos de inversión EMGESA: Tabla N° 17 – Inversiones Al 3T 14 Al 3T 13 Var % 44.0 Millones COP 620,264 430,877 305.8 225.0 35.9 Millones USD  Las inversiones de expansión realizadas por Emgesa estuvieron concentradas en la construcción de la Central

Hidroeléctrica El Quimbo y en la repotenciación de la cadena de generación Salaco (avance del 93% al 3T 2014). De

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 igual forma, se realizaron inversiones en el mantenimiento de centrales de generación, programas de sostenibilidad en zonas de influencia y en otros proyectos de expansión de la capacidad instalada de la Empresa. El monto total de las inversiones fue superior al registrado en 2013 por una mayor ejecución en Quimbo,  Proyecto Hidroeléctrico El Quimbo: La inversión en el proyecto El Quimbo en lo corrido de los primeros nueve

meses del año es de USD 270.8 millones y presenta un avance físico del 80%.

4.2. CODENSA

Tabla N° 18 - Panorámica de Codensa al 3T 14

2,751,360 23.2 10,973 2.69 7.06 Enel Energy Group

Número de clientes Participación de mercado - % Demanda Codensa – Gwh Var % demanda de Codensa 1T 14 / 1T 13 Indice de pérdidas (%) Control

51.5% (36.4% ordinarias; 15.1% preferenciales sin derecho a voto)

Participación EEB

 Demanda de energía en área de Codensa: creció 2.69% a septiembre de 2014, resultado principalmente del

crecimiento de ventas de energía y del uso de las líneas de Codensa por otras comercializadoras de energía.  Demanda Nacional de energía: creció 4.16% a septiembre de 2014 liderado principalmente por la dinámica de la

demanda de energía en la explotación de minas y canteras. Tabla N° 19 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa COP Millones Ingresos operacionales Costo de ventas Gastos administrativos Utilidad operacional EBITDA YTD Margen EBITDA Utilidad neta Dividendos y reservas decretados a EEB Reducciones de capital Deuda Neta / EBITDA UDM EBITDA / Intereses

Al 3T 14 2,556,517 1,836,908 67,845 651,764 846,078 33% 394,521 277,944 0.7 14.46

Al 3T 13 2,384,261 1,705,758 58,878 619,625 809,419 34% 389,189 264,951 0.6 16.07

USD Millones Var % 7.2 7.7 15.2 5.2 4.5 -2.5 1.4 4.9 -

Al 3T 14 1260.3 905.6 33.4 321.3 417.1 33% 194.5 137.0 0.7 14.46

Al 3T 13 1245.3 890.9 30.8 323.6 422.8 34% 203.3 138.4 0.6 16.07

Pies de página en Anexo 6  Codensa generó durante el período ingresos operacionales por valor cercano de COP 2.5 billones, es decir 7.2%

mayor respecto a los primeros nueves meses de 2013, como resultado de: () Crecimiento en 2.69% de la demanda en su zona de influencia; () Mayores ingresos asociados a ventas de servicios de energía y a ventas de otros servicios asociados y () mayor valor del componente de generación en la tarifa regulada y mayores ingresos por reconocimiento de gastos de administración y mantenimiento (AOM) a partir de mayo de 2014.  El costo de ventas se incrementaron en el 7.69% respecto del mismo período de 2013 producto de las mayores

compras de energía en bolsa para atender la demanda.  El EBITDA de Codensa al 3T 2014 ascendió a COP 846,078 millones lo que representa un crecimiento de 4.53%

respecto a 3T 2013, principalmente por mayores ingresos operacionales que fueron contrarrestados por un Gerencia de Financiamiento y Relación con Inversionistas, Contacto: +57(1) 3268000 ext 1675 / 1827 E mail:[email protected] www.grupoenergiadebogota.com/inversionistas

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 incremento similar en el costo de ventas.  El gasto financiero aumentó como resultado de mayores tasas de inflación promedio durante lo corrido de 2014 en

comparación con el mismo período de 2013, indicador al cual está indexado el 100% de la deuda vigente de Codensa.  La deuda total de Codensa asciende al 30 de septiembre de 2014 COP 1.1 billones lo que implica una disminución

del 5.2% por la primera amortización de la primera emisión de bonos por COP 250,000 millones el 11 de marzo de 2014 y la colocación del primer lote del tercer tramo bajo el programa de emisión y colocación de bonos COP 185,000 millones.  Por ende, la utilidad neta de Codensa se incrementó levemente, 1.37%, respecto de 2013  Codensa logró alcanzar un índice de pérdidas totales de 7.06% al cierre de 3T 2014 gracias al desarrollo de nuevas

tecnologías. Hechos Relevantes Codensa  30.07.14 Fitch Ratings reafirmó en julio la calificación local de Codensa de largo plazo y en todas sus emisiones de

bonos locales en ‘AAA(col)’ con perspectiva estable, dada la robusta posición competitiva de Codensa por ser monopolio natural regulado lo que le permite predictibilidad en sus ingresos y estabilidad en la generación de flujo de efectivo. A esto se suma, su fuerte liquidez y el respaldo del Grupo Endesa como casa matriz.  25.09.14 Dentro de su programa de emisión y colocación de Bonos Ordinarios, Codensa cuenta con un cupo global de

COP 785,000 millones, dentro de los cuales anunció la colocación del tercer tramo por COP 185,000 millones en una única sub-serie a 7 años con una tasa cupón del IPC + 3.53% EA. Los recursos obtenidos de esta colocación serán utilizados para financiar las necesidades de flujo de caja de la compañía en el largo plazo, lo que incluye el capital de trabajo y planes de inversión.  30.09.14 La Asamblea General de Accionistas en su sesión extraordinaria eligió nueva plancha directiva en la que se

destacan como miembros principales José Antonio Vargas Lleras-Presidente de la Junta Directiva, Cristian Fierro Montes-Gerente General de Chilectra, Ricardo Roa Barragán-Presidente de EEB y Ricardo Bonilla GonzálezSecretario Distrital de Hacienda de la Alcaldía Mayor de Bogotá. Como miembros independientes se encuentran María Mercedes Maldonado- Secretaria Distrital de Planeación de la Alcaldía Mayor de Bogotá, José Alejandro Herrera Lozano- Subdirector Técnico de la Secretaría Distrital de Hacienda, Orlando Cabrales- Ex Ministro de Minas y Energía y Vicente Noero- Presidente de Acerías Paz del Río.  02.10.14 La Junta Directiva de Codensa aprobó presentar a la próxima reunión ordinaria de la Asamblea General de

Accionistas, el proyecto de distribución de utilidades por un monto de COP 352,236 millones. De los cuales COP 349,541 millones corresponden a dividendos ordinarios sobre 132,093 acciones y COP 2,695 millones a dividendos preferenciales sobre 20,010 acciones pagaderos según lo estipulado en el Código de Comercio.  29.10.14. La Asamblea General de Accionistas aprobó la distribución de utilidades correspondiente al período Enero a

Agosto de 2014 por un monto de COP 352, 236 millones. De estos recursos, a EEB le corresponden COP 182,755 millones y serán pagados durante 2015. Tabla N° 20 – Inversiones Al 3T 14 Al 3T 13 Var % 33.3 Millones COP 198,697 149,070 97.9 77.8 25.8 Millones USD

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 Avance proyectos de inversión CODENSA: Inversiones enfocadas principalmente a: () Atender el crecimiento de la demanda que permitan garantizar el suministro de energía para el país, () Mejorar la calidad del servicio y su continuidad y () Controlar riesgos operativos y control de pérdidas no técnicas. () Inversiones en subestaciones Nueva Esperanza, Norte y Bacatá 4.3. PROMIGAS Tabla N° 21- Panorámica de Promigas al 3T 14

Número de clientes Volumen de ventas - mmpcd Participación de mercado - % Red – km Ingresos operacionales - COP MM Participación de EEB - %

11 369.2 40 2,367 282,396 15.6

Tabla N° 22 – Inversiones Promigas Al 3T 14 Al 3T 13 Var % 47,923 74,091 -35.3 COP millones 23.6 38.7 -38.9 USD Millones

Tabla N° 23- Indicadores financieros seleccionados de Promigas COP Millones USD Millones Al 3T 14 Al 3T 13 Var % Al 3T 14 Al 3T 13 282,396 214,192 31.8 139.2 111.9 Ingresos operacionales Costo de ventas

67,858

53,171

27.6

214,539 161,021 33.2 Utilidad operacional 65,871 41,476 58.8 EBITDA Trimestral 293,768 368,258 -20.2 Utilidad neta 37,662 83.4 Dividendos y reservas decretados a EEB 69,056 0 0 Reducciones de capital a EEB 3.8 5.3 -151.1 Deuda neta (1) / EBITDA 3.7 3.1 62.3 EBITDA / Intereses (2) Pies de página en anexo 6 

33.5

27.8

105.8 32.5 144.8 34.0 0.0 3.8 3.7

84.1 21.7 192.3 19.7 0.0 5.3 3.1

Ingresos operacionales aumenta por () mayor volumen transportado por condiciones hidrológicas más severas durante el 2014; () Facturación realizada a Gas caribe dentro del contrato de construcción de redes.



La utilidad operacional crece a un mayor ritmo frente a los ingresos operacionales por un menor crecimiento en los costos de ventas. Estos aumentaron por registro de los costos de los trabajos realizados a Gases del Caribe y acuerdo de pago para terminar contrato de dragado de Caño Clarín con Corpamag.



La utilidad neta decrece respecto del crecimiento de la utilidad operacional por el registro en el segundo trimestre de 2013 se registró la utilidad en venta leasing de gasoducto, lo que implicó menores ingresos no operacionales.

Hechos Relevantes Promigas  30.07.14 La Junta Directiva de Promigas autorizó realizar una operación de leaseback sobre el tramo de gasoducto

Ballena–La Mami por un plazo de 12 años. Esta operación permite un ingreso por venta de activos de COP 101.198

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 millones y una utilidad antes de impuestos en la misma de COP 81.950 millones  21.08.14 Fitch Ratings reafirmó la calificación de largo plazo en ‘AAA(col)’ con perspectiva estable. Los factores claves

esgrimidos por la calificadora fueron una robusta posición competitiva, un flujo de caja operativo estable y predecible, una adecuada posición de liquidez y un programa de inversiones elevado. La deuda internacional de Promigas es ‘BBB-‘ con perspectiva estable. Promigas es una de las compañías privadas más grandes de transporte y distribución de gas natural en Colombia. Promigas posee 2,896 kilómetros (km) de gasoductos y una capacidad de transporte de 766 millones de cúbicos por día.  23.09.14 Promigas presentó a su Asamblea General de Accionistas el proyecto de distribución de utilidades ejercicio

enero 1 – junio 30 de 2014, un valor de COP 235,017 millones. De los cuales COP 112,325 millones corresponde a dividendos extraordinarios sobre 23, 159,815 acciones emitidas el 29 de septiembre de 2014, COP 95,327 millones en dividendos ordinarios sobre 1, 134 millones de acciones, COP 20, 427 millones en un dividendo extraordinario de $18,00 por acción 1,134 millones de acciones pagaderos en octubre de 2014 y el valor restante corresponde a reserva legal y a un monto establecido para futuros repartos.  23.09.14 La Asamblea General de Accionistas de Promigas nombró nuevos miembros para su Junta Directiva periodo

septiembre 2014- marzo 2015. A la cabeza de los miembros principales se encuentra el señor José Elías MeloPresidente de Corficolombiana; otros miembros principales son el señor Ricardo Roa Barragán-Presidente de EEB, Claudia Betancourt Azcarate- Gerente General de Amalfi. Dentro de los miembros suplentes se encuentran Gustavo Ramírez Galindo- Vicepresidente de Inversiones de Corficolombiana, Mauricio Maldonado Umaña- Vicepresidente de Estrategia del Grupo Aval.

Avance proyectos de inversión Promigas:  Primer proyecto “Proyecto Mini Loop” consiste en la construcción de dos Loops entre los ríos Palomino y Don Diego”,

longitud estimada de 15 Km, para aumentar la capacidad de transporte. Se finalizó el proyecto con la construcción de un loop de 8 Km debido a que atendía la capacidad requerida.  Segundo Proyecto “ Loop 14 Hocol San Mateo Mamonal consiste en la construcción de un gasoducto entre los pozos

de HOCOL y San Mateo en 12” de diámetro y 22 km de longitud aproximadamente, un Loop entre San Mateo y Mamonal de 14" de diámetro y 163 Km aproximadamente, para transportar 60 millones de pies cúbicos. El proyecto presenta un avance del 2% y su entrada en operación se prevé para el 2016.  Tercer Proyecto “Microplanta GNL La Arenosa” consiste en la construcción de una micro planta para licuado de gas,

con una capacidad de 78000 Galones/día para llegar a los mercados que no son atendidos por el Sistema de Gasoducto Tradicional y atención del mercado vehicular. El proyecto presenta un avance de

51% y entrada en

operación se prevé para el 2016.  Cuarto Proyecto “Proyecto Ampliación Loop SRT Mamonal” consiste en la construcción de un Loop para atender

proyectos de expansión y nuevos requerimientos de los clientes de la zona industrial Mamonal. El proyecto tiene un 4% de avance y entrada en operación se prevé para el 2018.  Quinto Proyecto “Sistema de Filtración Tramo Arenosa-Caracoli” consiste en la instalación de un sistema de

Filtración en la Estación Arenosa línea que conectará el cruce de 32” con la de 18” para llevar el gas a Caracolí. El proyecto presenta un avance del 1% y su entrada en operación se prevé para el 2015.

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 4.4. GAS NATURAL Tabla N° 24– Panorámica de Gas Natural 3T 14

1,968,576 541.918 94.4 86.5 1,093,643 443,485

No de clientes Volumen de ventas - mmpcd Participación de mercado - % Red - km Ingresos operacionales - COP MM EBITDA UDM - COP millones Control Participación de EEB

Gas Natural de España 25%

Tabla No 25 - Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural COP Millones Al 3T 14 Al 3T 13 Var % 1,093,643 962,139 13.7 Ingresos operacionales 748,266 624,852 19.8 Costo de Ventas 88,900 77,513 14.7 Gastos Administrativos 256,477 259,774 -1.3 Utilidad operacional 281,334 96,585 191.3 EBITDA Trimestral 68,331 66,787 2.3 Utilidad neta 67,311 62,630 7.5 Dividendos y reservas decretados a EEB Reducciones de capital a EEB

USD Millones Al 3T 14 Al 3T 13 539.1 502.5 368.9 326.4 43.8 40.5 126.4 135.7 138.7 50.4 33.7 34.9 33.2 32.7 -

Pies de página en anexo 6  Los ingresos operacionales crecen a una tasa del 13.7% producto de mayores ventas lideradas principalmente por los

mercados de GNV y ATR.  El EBITDA es superior al registrado en 2013 por mayor margen de gas y menores gastos administrativos.

Tabla N° 26 – Inversiones Al 3T 14 Al 3T 13 Var % 8,352 -2.79 COP Millones 8,119 4.003 4.362 -8.25 USD Millones  Las inversiones efectuadas durante 3T 2014 ascienden a COP 8,119 millones concentrado en un 70% en sus redes

de distribución. 4.5. REP y CTM Perú Tabla N° 27 - Indicadores financieros seleccionados de REP USD Miles Al 3T 14

Al 3T 13

Var %

Ingresos operacionales

98.634

91.413

7.9

Costo de ventas Utilidad operacional EBITDA UDM Utilidad neta Dividendos decretados a EEB Reducciones de capital a EEB Deuda neta (2) / EBITDA EBITDA / Intereses (3)

-54.908 43.727 64.298 20.674 5.50 2.19 7.11

-36.973 54.440 56.414 16.417 7.68 1.49 6.21

48.5 -19.7 14.0 25.9 -28.3 47.4 14.5

Pies de página en anexo 6

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 

Mayores ingresos como consecuencia al incremento en la remuneración anual garantizada por ajuste en el índice Finished Goods Less Food and Energy; y el incremento en la remuneración anual por ampliaciones.



Los gastos de administración disminuyen por menores gastos de personal y servicios prestados por terceros.



Menores gastos financieros productos de mayores gastos capitalizados debido a que las ampliaciones en construcción.



Mayor EBITDA por el incremento en los ingresos por los servicios de operación y mantenimiento, servicios técnicos especializados y servicios complementarios que mantiene con terceros; y por la puesta en operación de las ampliaciones 10 y 11; asimismo, el servicio de gerenciamiento de las empresas vinculadas Consorcio Transmantaro e ISA Perú.



El 07 de Agosto 2014, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) se adjudicó el diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento del proyecto “Línea de Transmisión 220 kV Friaspata - Mollepata y Subestación Orcotuna 220/60 kV”. La línea de 94 km de longitud se sitúa entre las regiones Huancavelica, Ayacucho y Junín y será el principal enlace del Sistema Eléctrico de Ayacucho al Sistema Interconectado Nacional (SEIN). Ingresos anuales: USD 5.7 millones; etapa de construcción: 25 meses a partir de la fecha de cierre; plazo de concesión: 30 años.



El viernes 11 de julio tuvo lugar la Séptima Emisión Serie A del Tercer Programa de Bonos Corporativos, en la cual REP colocó un monto de USD 20 millones, a una tasa fija de Interés Nominal Anual de 3.75% y a un plazo de 7 años amortizable. La colocación tuvo una demanda total del valor de USD 41.4 millones y la participación de todos los grupos de inversionistas, entre AFP’s, Compañías de Seguros, Fondos Mutuos y Fondos de Gobierno, entre otros. Cabe indicar que la última colocación de bonos en dólares realizada por REP fue en febrero del 2013, por un monto de USD 10 millones, con una tasa de 4.62% por un plazo de 5 años bullet.



Amp. 13: Presenta un avance del 81.7% y su entrada en operación se prevé para el segundo semestre de 2015.



Amp. 14: Presenta un avance del 48.6% y su entrada en operación se prevé para el primer semestre de 2015.



Amp. 15: Presenta un avance del 43.8% y su entrada en operación se prevé para el primer semestre de 2015.



Amp. 16: Presenta un avance del 11.5% y su entrada en operación se prevé para el primer semestre de 2016. Tabla No 28 - Indicadores financieros seleccionados de CTM USD Miles Al 3T 14 Al 3T 13 Var % Ingresos operacionales Costo de ventas y gastos operacionales Utilidad operacional EBITDA Ajustado Utilidad neta Dividendos decretados a EEB Reducciones de capital a EEB Deuda neta (1) / EBITDA EBITDA / Intereses (2) Pies de página en anexo 6

81.075 -35.283 45.792 66.002 18.490 0.00 0.00 5.14 4.48

66.212 -30.434 35.777 53.860 4.459 0.00 0.00 7.34 2.38

22.4 15.9 28.0 22.5 314.7 -30.0 88.2

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014



Los ingresos operacionales al 3T 14 se registra un año completo de ingresos correspondiente a L.T Talara – Piura (POC mayo 2013) así como también por los ingresos año completo de los contratos privados L.T. 500 kV Fénix (POC marzo 2013) y

la conexión Termochilca (POC junio 2013). También incluye ingresos de L.T.

Pomacocha - Carhuamayo (POC Setiembre 2013). 

Los costos de ventas se incrementaron debido principalmente a la mayor amortización como resultado de la POC de las Líneas de transmisión mencionadas. Asimismo, se registra un incremento en el servicio de operación y mantenimiento prestados por relacionadas como consecuencia al ajuste de tarifas y a la POC de los proyectos antes mencionados.



Los menores gastos financieros se explican principalmente por la reestructuración de la deuda como consecuencia de la emisión del bono internacional, que permitió reemplazar deuda de largo plazo y con vinculadas, generando un menor gasto financiero. Al 3T13 se incluye gastos financieros de las deudas prepagadas con los fondos del bono internacional.



El 07 de agosto 2014, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) se adjudicó el diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento del proyecto “Línea de Transmisión 220 kV Friaspata - Mollepata y Subestación Orcotuna 220/60 kV”. La línea de 94 km de longitud se sitúa entre las regiones Huancavelica, Ayacucho y Junín y será el principal enlace del Sistema Eléctrico de Ayacucho al Sistema Interconectado Nacional (SEIN). Ingresos anuales: USD 5.7 millones; Etapa de construcción: 25 meses a partir de la fecha de cierre; Plazo de concesión: 30 años

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Anexos

Anexo 1: Nota legal Este documento contiene palabras tales como “anticipar”, “creer”, “esperar”, “estimar”, y otras de similar significado. Cualquier información diferente a la información histórica, incluyendo y sin limitación a aquella que haga referencia a la situación financiera de la Compañía, su estrategia de negocios, los planes y objetivos de la administración, corresponde a proyecciones. Las proyecciones de este informe se realizaron bajo supuestos relacionados con el entorno económico, competitivo, regulatorio y operacional del negocio, y tuvieron en cuenta riesgos que están por fuera del control de la Compañía. Las proyecciones son inciertas y se puede esperar que no se materialicen. También se puede esperar que ocurran eventos o circunstancias inesperadas. Por las razones anteriormente expuestas, los resultados reales podrían diferir en forma significativa de las proyecciones aquí contenidas. En consecuencia, las proyecciones de este informe no deben ser consideradas como un hecho cierto. Potenciales inversionistas no deben tener en cuenta las proyecciones y estimaciones aquí contenidas ni basarse en ellas para tomar decisiones de inversión. La Compañía expresamente se declara exenta de cualquier obligación o compromiso de distribuir actualizaciones o revisiones de cualquier proyección contenida en este documento. El desempeño pasado de la Compañía no puede considerarse como un patrón del desempeño futuro de la misma.

Anexo 2: Aclaraciones  Solo con propósitos informativos, hemos convertido algunas de las cifras de este informe a su equivalente en dólares

de los Estados Unidos utilizando la TRM de fin de período publicada por la Superintendencia Financiera de Colombia. Las tasas de cambio utilizadas en la conversión son las siguientes: −

3T 14: 2,028.48 COP/USD



3T 13: 1,914.65 COP/USD

 En las cifras presentadas se utiliza la coma (,) para separar los miles y el punto (.) para separar los decimales.

Anexo 3: Definiciones de los EBITDAS incluidos en este informe  El EBITDA no es un indicador reconocido bajo las normas contables de Colombia o de los Estados Unidos y puede

presentar dificultades como herramienta analítica. Por esta razón, no debería ser tenido en cuenta en forma aislada como un indicador de la generación de caja de la compañía.  EBITDA: El EBITDA para un período determinado (UDM; 1S) se calcula tomando la Utilidad operacional (o pérdida),

agregándole la amortización de intangibles y la depreciación de activos fijos, para dicho período.  EBITDA Consolidado EEB: En concordancia con el contrato de los bonos emitidos por EEB en noviembre de 2011, el

EBITDA Consolidado de la compañía para un período determinado se calcula tomando los ingresos operacionales para dicho periodo y restándole el costo de ventas, los gastos administrativos y los intereses generados por los fondos pensionales. A este resultado se le adicionan los dividendos decretados (independientemente de si han sido pagados o no), los intereses de las inversiones temporales, los impuestos indirectos, la amortización de intangibles, la depreciación de los activos fijos, las provisiones y los aportes realizados a los fondos pensionales.  El EBITDA Consolidado Ajustado para un período determinado se calcula tomando el EBITDA Consolidado para dicho

período y adicionándole los flujos caja que ingresan a EEB atribuibles a reducciones de capital de aquellas compañías en donde EEB tiene participaciones accionarias.

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Anexo 4: Estado de resultados consolidados y EBITDA Ajustado UDM y trimestral Tabla N° 29 – Estado de Resultados Consolidado EEB Millones COP Al 3T 14 Al 3T 13 Ingresos Operacionales (1) 1,708,003 1,451,107 Transmisión de electricidad 83,154 78,126 Distribución de Electricidad 231,360 212,665 Transporte de gas natural 705,237 648,369 Distribución de gas natural 688,252 511,947 Costo de ventas (2) -910,338 -749,282 Transmisión de electricidad -36,531 -34,189 Distribución de Electricidad -170,831 -158,721 Transporte de gas natural -181,842 -189,488 Distribución de gas natural -521,134 -366,884 Utilidad bruta 797,665 701,825 GASTOS OPERACIONALES -187,016 -166,078 Transmisión de electricidad (3) -16,569 -8,594 Distribución de Electricidad -24,764 -24,544 Transporte de gas natural -47,994 -34,441 Distribución de gas natural -97,689 -98,499 UTILIDAD OPERACIONAL 610,649 535,747 Dividendos (4) 892,317 799,853 Intereses inversiones temp, y pat, autónomos (5) 71,497 40,018 Diferencia en cambio neta (6) -109,007 -200,998 Otros ingresos (8) 25,728 23,457 Gastos No operacionales (9) -159,209 -117,792 Gastos financieros -215,813 -170,359 Otros gastos -7,486 -6,070 Utilidad antes de impuestos e interés minoritario 1,108,676 903,856 Interés minoritario (10) -36,363 -52,280 Impuesto de renta -135,623 -67,279 Utilidad neta 936,690 784,297 Pies de página en anexo 6

Variación % 17.7 6.4 8.8 8.8 34.4 21.5 6.9 7.6 -4.0 42.0 13.7 12.6 92.8 0.9 39.4 -0.8 14.0 11.6 78.7 -45.8 9.7 35.2 26.7 23.3 22.7 -30.4 101.6 19.4

Millones USD Al 3T 14 Al 3T13 842.0 41.0 114.1 347.7 339.3 -448.8 -18.0 -84.2 -89.6 -256.9 393.2 -92.2 -8.2 -12.2 -23.7 -48.2 301.0 439.9 35.2 -53.7 12.7 -78.5 -106.4 -3.7 546.6 -17.9 -66.9 461.8

757.9 40.8 111.1 338.6 267.4 -391.3 -17.9 -82.9 -99.0 -191.6 366.6 -86.7 -4.5 -12.8 -18.0 -51.4 279.8 417.8 20.9 -105.0 12.3 -61.5 -89.0 -3.2 472.1 -27.3 -35.1 409.6

Tabla N° 30 – Desagregación EBITDA Consolidado UDM Grupo Energía de Bogotá COP Millones Variación USD Millones EBITDA UDM CONSOLIDADO Al 3T 14 Al 3T 13 % Al 3T 14 Al 3T 13 2,215,415 1,874,835 18.2 1092.2 979.2 Ingresos Operacionales -1,205,062 -975,381 23.5 -594.1 -509.4 Costos Operacionales -327,489 -221,397 47.9 -161.4 -115.6 Gastos Operacionales 117,113 113,329 3.3 57.7 59.2 Depreciación operacional 81,433 49,646 64.0 40.1 25.9 Amortización operacional 5,361 4,371 22.6 2.6 2.3 Impuestos operacionales 1,056,730 861,486 22.7 520.9 449.9 Dividendos e intereses ganados -18,538 -12,070 53.6 -9.1 -6.3 Utilidad por Valoración en Coberturas -12,032 -6,391 88.3 -5.9 -3.3 Intereses patrimonio autónomo -198,500 -194,360 2.1 -97.9 -101.5 Gastos administración 33,127 39,000 -15.1 16.3 20.4 Pensiones jubilación 32,256 41,309 -21.9 15.9 21.6 Amortizaciones 7,787 5,301 46.9 3.8 2.8 Depreciaciones 106,619 22,226 379.7 52.6 11.6 Provisiones 82,666 66,639 24.1 40.8 34.8 Impuestos 0.0 0.0 Reducciones de capital 1,976,886 1,668,543 18.5 974.6 871.5 EBITDA Consolidado Ajustado

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 Tabla N° 31 – Desagregación EBITDA Consolidado UDM Grupo Energía de Bogotá COP Millones Variación USD Millones EBITDA TRIMESTRAL CONSOLIDADO Al 3T 14 Al 3T 13 % Al 3T 14 Al 3T 13 176,294 194,850 -9.52 86.91 101.77 Utilidad operacional 30,330 27,963 8.46 14.95 14.60 Depreciación operacional 25,746 13,613 89.13 12.69 7.11 Amortización operacional 1,196 1,127 6.12 0.59 0.59 Impuestos operacionales 40,638 5,556 631.43 20.03 2.90 Dividendos e intereses ganados 5,167 5,989 2.55 3.13 Operaciones de Cobertura (3,717) (851) 336.78 -1.83 -0.44 Intereses patrimonio autónomo (62,059) (34,535) 79.70 -30.59 -18.04 Gastos administración 6,554 7,021 -6.65 3.23 3.67 Pensiones jubilación 9,337 9,147 2.08 4.60 4.78 Amortizaciones 2,242 1,208 85.60 1.11 0.63 Depreciaciones 6,183 3,276 88.74 3.05 1.71 Provisiones 17,169 14,369 19.49 8.46 7.50 Impuestos 255,080 248,733 2.55 125.75 129.91 EBITDA

Anexo 5: Estados financieros consolidados de EEB e individuales: http://www.grupoenergiadebogota.com/inversionistas/estados-financieros Anexo 6: Términos técnicos y regulatorios 9

 BLN: Billones de los Estados Unidos de América, Factor 10  CAC: Crecimiento anual compuesto.  COP: Pesos colombianos,  CHB: Central Hidroeléctrica de Betania,  CTM: Consorcio Transmantaro,

 CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia. Entidad estatal encargada de la regulación de los

servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas natural,  D Electricidad: Distribución de electricidad,  D Gas natural: Distribución de Gas natural,  DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística, Entidad responsable de la planeación, levantamiento,

procesamiento, análisis y difusión de las estadísticas oficiales de Colombia,  G Electricidad: Generación de electricidad,  Gwh: Gigavatios hora; unidad de energía que equivale a 1,000,000 kwh,  GNV: Gas natural vehicular,  IPC: Indice de precios al consumidor de Colombia,  KM: Kilómetros,  KWH: Unidad de energía, Equivale a la energía desarrollada por una potencia de un kilovatio (kW) durante una hora,  MEM: Mercado de Energía Mayorista de Colombia,  Millones: millones,  Ml: Millas,  MW: Megavatio, Unidad de potencia o de trabajo que equivale a un millón de vatios,  N.A. No aplica.  PCD: Pies cúbicos día,  SIN: Sistema Interconectado Nacional,  STN: Sistema de Transmisión Nacional,

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014  SF: Superintendencia Financiera, Entidad estatal encargada de la regulación, vigilancia y control del sector financiero

colombiano,  T Electricidad: Transmisión de electricidad,  T Gas natural: Transporte de gas natural,  TRM: Tasa representativa del mercado; es un promedio de los precios de las transacciones peso –dólar que calcula

diariamente la Superintendencia Financiera - SF,  UDM: Últimos doce meses  UPME: Entidad estatal encargada de la planeación de los sectores de minas y energía en Colombia,  USD: Dólares de los Estados Unidos de América,  USUARIO NO REGULADO DE ELECTRICIDAD: consumidores de electricidad que tienen un pico de demanda mayor

a 0,10 MW o un consumo mínimo mensual mayor a 55,0 MWh,  USUARIO NO REGULADO DE GAS NATURAL: usuario con un consumo superior a 100 kpcd,

Anexo 7: Pies de página de las tablas y gráficas Tabla 9 - Indicadores transmisión EEB (1) % de tiempo disponible de la infraestructura (2) % del ingreso recibido descontado debido a la indisponibilidad acumulada de activos puntuales superior a la meta regulatoria. (3) Relación entre la cantidad de mantenimientos ejecutados y la cantidad de mantenimiento programados a ejecutarse dentro del Plan Semestral de Mantenimiento. (4) Relación de la cantidad de activos de transmisión de propiedad de EEB y los activos totales de transmisión en Colombia. Volver al capítulo

Tabla 10 - Indicadores seleccionados EEC - DECSA (1) % de pérdidas de energía. Volver al capítulo

Tabla 16 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa. (1) Es el resultado de la deuda financiera vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (2) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Volver al capítulo

Tabla 19 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa (1) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (2) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses Volver al capítulo

Tabla 23 – Indicadores financieros seleccionados de Promigas (1) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (2) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Volver al capítulo

Tabla 25 – Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural Gerencia de Financiamiento y Relación con Inversionistas, Contacto: +57(1) 3268000 ext 1675 / 1827 E mail:[email protected] www.grupoenergiadebogota.com/inversionistas

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 (1) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (2) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Volver al capítulo

Tabla 27 – Indicadores financieros seleccionados de REP (1) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento.

Volver al capítulo

Tabla 28 – Indicadores financieros seleccionados de CTM (1) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (2) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Volver al capítulo

Tabla 29 - Resultados financieros consolidados EEB (1)

Son los ingresos operacionales por el servicio de transmisión que presta directamente EEB y los servicios de transporte y distribución de gas natural de TGI y Cálidda, respectivamente. También incluye los servicios de distribución de energía que Decsa consolida por su participación en EEC.

(2)

Corresponde al costo de ventas por el servicio de transmisión que presta directamente EEB y los servicios de transporte y distribución de gas natural de TGI y Cálidda, respectivamente. También incluye los servicios de distribución de energía que Decsa consolida por su participación en EEC. Incluye además los gastos de personal, materiales, costos de operación y mantenimiento, depreciación, amortización y seguros relacionados con dichas actividades.

(3)

La actividad de transmisión es operada directamente por EEB. Se asignan gastos administrativos por el sistema ABC.

(4) Corresponde a los dividendos decretados por las compañías no controladas. (5)

Corresponde a los intereses por inversiones temporales e ingresos financieros que generan los patrimonios autónomos de pensiones.

(6) Es la pérdida o ganancia neta por efecto de la variación en la tasa de cambio y su impacto en los activos y pasivos denominados en moneda extranjera. (7) Refleja la valoración de las coberturas contratadas por EEB y TGI para reducir el riesgo cambiario. (8) Corresponde a ingresos por recuperación de inversiones, arrendamientos y gastos. (9) Son los gastos que no están relacionados con las actividades operacionales (10) Corresponde a la proporción de las utilidades netas que le corresponden a los inversionistas minoritarios en las empresas controladas por EEB. Volver al capítulo

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 Anexo 8: Panorámica de la compañía controlante – EEB  EEB es una compañía integrada del sector de la energía con operaciones en Colombia, Perú y Guatemala;  La compañía fue fundada en 1896 y está controlada por el Distrito de Bogotá – 76.2%. Al estar la acción de EEB

inscrita en el mercado público de Colombia, se rige por estándares internacionales de gobierno corporativo.  EEB tiene una estrategia de expansión focalizada en el transporte y distribución de energía en Colombia y en otros

países de la región americana.  EEB participa en toda la cadena de valor de electricidad y en casi toda la cadena de valor de gas natural – no participa

en la actividad de exploración y producción de este hidrocarburo.  El Grupo EEB es uno de los emisores colombianos más importantes de deuda corporativa en los mercados de

capitales internacionales. En octubre de 2007, EEB y TGI realizaron una emisión de corporativos en el mercado 144ª por USD 1.36 billones – miles de millones -. En 2011, TGI ejerció opción de compra para reducir la tasa cupón en 263 pbs.  Desde 2009, la acción de EEB se transa en el mercado público de valores de Colombia. Actualmente es parte de los

índices bursátiles COLCAP, COLEQTY y COLIR.

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