Informe trimestral de resultados 23 de julio de 2014

1

Informe trimestral de resultados 3T - 2015 24 de noviembre de 2015

Informe trimestral de resultados

Contenido Cifras relevantes............................................................

3

El mercado en Colombia y Panamá............................

4

Resultados operativos y financieros..........................

5

Estados Financieros .....................................................

9

Informe trimestral de resultados

Cifras relevantes Resultados financieros consolidados Unidades

Acum. año 2015

Acum. año 2014

3T2015

3T2014

Ingresos ordinarios

COP mill.

2,352,514

1,928,234

796,798

561,316

Ganancia bruta

COP mill.

471,250

709,765

119,860

166,980

Ganancia antes de financieros

COP mill.

327,297

590,964

85,443

102,104

Ebitda

177,594

COP mill.

566,228

749,985

152,326

Margen Ebitda

%

24%

39%

19%

32%

Ganancia neta

COP mill.

-19,272

321,307

-41,674

29,179

Gan. neta atrib. a controladora

COP mill.

-90,599

180,115

-71,150

1,276

Generación Unidades

Acum. año 2015

Acum. año 2014

3T2015

3T2014

Energía producida total

GWh

5,418

4,725

1,446

1,293

Energía vendida total

GWh

7,397

6,215

2,114

1,912

Energía producida Colombia

GWh

4,173

4,725

1,065

1,293

Hidráulica Colombia

GWh

2,159

2,713

553

638

Térmica Colombia

GWh

2,014

2,012

512

655

Energía vendida Colombia

GWh

5,922

6,325

1,752

1,959

Ventas en contratos Colombia

GWh

3,626

3,166

1,294

1,045

Transacciones en bolsa Colombia

GWh

2,296

3,159

459

914

Energía producida Centroamérica*

GWh

1,245

1,340

381

490

Hidráulica Centroamérica*

GWh

270

204

101

112

Térmica Centroamérica*

GWh

764

954

223

331

Eólica Centroamérica*

GWh

211

183

58

47

Energía vendida Centroamérica*

GWh

1,786

1,917

562

664

Ventas en contratos Centroamérica*

GWh

1,632

1,657

521

564

Ventas spot Centroamérica*

GWh

154

260

41

100

Unidades

Acum. año 2015

Acum. año 2014

3T2015

3T2014

Pérdidas de energía

%

8.77%

8.86%

8.77%

8.86%

Recaudo

%

98.7%

99.1%

98.7%

99.1%

SAIDI - EPSA/CETSA

Horas

9.2

9.5

3.1

3.5

SAIFI - EPSA/CETSA

Veces

11.9

12.2

4.1

4.1

Distribución

Comercialización minorista Unidades

Acum. año 2015

Acum. año 2014

3T2015

3T2014

Ventas mercado regulado

GWh

878

821

310

290

Ventas mercado no regulado

GWh

682

627

237

219

Número

565,454

554,215

565,454

554,215

Usuarios

*Cifras proforma para Centroamérica 2014. La transacción de compra de estos activos se cerró en diciembre de 2014, pero para efectos comparativos se incluyen las cifras de 2014.

Informe trimestral de resultados

El mercado eléctrico - Colombia PRECIOS SPOT – SIN ($/kWh)

PRECIOS CONTRATOS Mc – SIN ($/kWh)

147 147

1.119 459 207 167 175

161 259 186 206 184 166 151 161 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov

141 143

Ene Feb Mar

Spot 2015

$ / kWh

3T15

1T15

3T15

2T15

1T15

4T14

3T14

2T14

1T14

4T13

3T13

2T13

1T13

200

3T14

2,50

-

4T12

0

1T14

5.000

300

3,50

1T09

100

3T13

10.000

400

4,50

1T13

200

500

5,50

3T12

15.000

3T12

Dic

Contratos Mc 2015

1T12

300

2T12

Ago Sep Oct Nov

6,50

USD / MBTUD

20.000

$ / kWh

400

1T12

Jul

PRECIOS GAS NATURAL Y PRECIO DE ESCASEZ – SIN

APORTES HIDROLÓGICOS / PRECIO- SIN

GWh

Abr May Jun

Contratos Mc 2014

25.000

Aportes hídricos

159

154

146 146 145 146 145 147 143 144 144

3T11

Spot 2014

Dic

139

1T11

177

3T10

185 200

205

1T10

188

3T09

374 382 335 188

151 151 149 149 149

Precio gas natural para térmicos en Colombia (Mdo. Prim.) Precio de escasez (indexado a combustibles líquidos)

Precio

Fuente gráficas: XM, Circular 070 del 2013 CREG, Circular 083 de 2014 CREG

El mercado eléctrico - Panamá VOLUMEN ÚTIL FORTUNA

VOLUMEN ÚTIL BAYANO

100%

100%

80%

80%

60%

60%

40%

40%

20%

20%

0% ene feb mar abr may jun 2008 2012

jul

2009 2013

ago sep oct nov dic 2010 2014

0% ene feb mar abr may jun 2008 2009 2012 2013

2011 2015

jul

ago sep oct nov dic 2010 2011 2014 2015

* Fortuna hace parte de la cuenca hidrológica de la central hidroeléctrica Dos Mares, aguas arriba.

COSTO MARGINAL Y PRECIO DE COMBUSTIBLES – PANAMÁ*

DEMANDA DEL SISTEMA – PANAMÁ

300

Fuente gráficas: CND Panamá. Precio de combustibles: declaración de costos variables de las centrales *Todos los costos de combustibles incluyen transporte.

3T15

2T15

1T15

3T15

2T15

1T15

4T14

3T14

2T14

1T14

4T13

3T13

2T13

1T13

4T12

3T12

2T12

1T12

Costo marginal

4T14

30

3T14

0

0

2T14

80

1T14

100

4T13

500

3T13

1.000

130

200

2T13

1.500

1T13

2.000

USD / MWh

GWh

2.500

Precio Diesel

USD / Bbl. | USD / Ton.

3.000

Informe trimestral de resultados

Resultados operativos y financieros Generación de energía La generación consolidada de la organización aumentó un 12% frente al mismo trimestre del año anterior. Colombia generó un 18% menos energía que el tercer trimestre del 2014, lo cual fue compensado con la inclusión de la generación de los activos de Centroamérica que representa un 26% del total. Se destaca lo siguiente: Los activos de generación de Panamá y Costa Rica disminuyeron su generación un 22% frente a lo registrado en 2014, debido principalmente a que en 2014 se despacharon mayores volúmenes en el ciclo combinado de BLM y en Cativá ante un costo marginal muy superior del sistema. Este año, el ciclo combinado percibe ingresos principalmente por potencia y la central a carbón no solamente ha generado más sino que ha podido comprar energía en el mercado spot con un margen positivo. La generación en las centrales hidroeléctricas de Dos Mares disminuyó un 9% debido principalmente a la menor hidrología frente al promedio anual para la época de verano, pero los faltantes se compraron en el mercado spot a precios inferiores a los del contrato que se atiende. La operación eólica en Costa Rica por su parte, se mantuvo en niveles record históricos de generación en agosto y septiembre con un factor de planta sobresaliente de 53%. Este tercer trimestre correspondió a la temporada lluviosa por lo que el precio de remuneración pactado con el ICE es de USD 40 MWh. En Colombia, las bajas condiciones hidrológicas del Pacífico colombiano impactaron los aportes de EPSA ubicándolos en el 56% de la media histórica, mientras que en 2014 había estado en el 71%. La menor hidrología también impactó la producción de las centrales menores Hidromontañitas y Rio Piedras con lo cual la generación de nuestro parque hidroeléctrico fue de 553 GWh, 13% inferior a la del año anterior. VENTAS DE ENERGÍA DEL GENERADOR POR TIPO (GWh) 2.792 2.491 2.115 2.263

2.425 2.091 1.8871.912 2.042

1.956

2.142

1.959

1.625

Ventas contratos

3T15

2T15

1T15

4T14

3T14

2T14

1T14

4T13

3T13

2T13

1T13

4T12

3T12

2T12

1.313 1.252

1T12

La producción térmica en el trimestre registró 512 GWh, 22% inferior a lo presentado en 2014. Las actividades de mantenimiento, sumado a la indisponibilidad de activos de transmisión en el área de operación explican la menor participación de la generación térmica en el despacho en mérito, lo cual impidió en varias ocasiones generar los volúmenes requeridos para recuperar el costo del gas natural contratado en Take or Pay. En Meriléctrica, la mayor generación de 22% frente al año anterior se explica por la atención de Obligaciones de Energía en Firme de los últimos 12 días de septiembre.

Transacciones en bolsa

Distribución y comercialización de energía

Ventas Energía Mercado No Regulado Ventas Energía Mercado Regulado

3T15

2T15

1T15

4T14

3T14

2T14

1T14

4T13

3T13

2T13

1T13

4T12

3T12

2T12

La dinámica de ventas al mercado no regulado fue muy positiva gracias a las estrategias comerciales emprendidas para ampliar la base de clientes actual presentando un incremento del 9,3% en la demanda comercial de EPSA en comparación con un 5% de crecimiento de la demanda comercial del Sistema.

VENTAS DE ENERGÍA DEL COMERCIALIZADOR MINORISTA POR TIPO (GWh) 501 511 547 469 461 479 508 445 442 481 463 391 406 428 421

1T12

El mayor volumen de venta tanto en el mercado regulado como en el no regulado explicaron los positivos resultados de distribución. El mayor consumo medio del sector industrial de riego y drenaje, residencial y comercial por las condiciones de sequía y los nuevos clientes que se agregaron favorecieron este escenario.

Informe trimestral de resultados

Ingresos Ingresos consolidados Generación de energía eléctrica Comercialización minorista Uso y conexión de redes Comercialización de gas y de transporte Otros servicios operacionales Ingresos ordinarios

3T 15 517,347 190,257 57,544 18,891 12,759 796,798

3T 14 323,868 165,340 53,216 9,801 9,092 561,316

2015 1,560,658 532,301 167,917 55,147 36,491 2,352,514

2014 1,240,655 468,476 157,446 25,763 35,895 1,928,234

Los ingresos consolidados muestran un aumento del 42% frente al mismo periodo del año anterior explicado principalmente por la incorporación de las operaciones de Centroamérica que representan un 20% de los ingresos totales y por los mayores ingresos de distribución y del Cargo por Confiabilidad. Los ingresos de las operaciones en Colombia presentaron un incremento del 14% frente al tercer trimestre de 2014 asociado principalmente al mayor ingreso del Cargo por Confiabilidad por el significativo aumento de TRM, mayores ventas en contratos y a los mayores ingresos de distribución. Los ingresos de comercialización de gas natural se incrementaron principalmente por un incremento en los precios del mercado secundario de gas. Los ingresos de Centroamérica se situaron en $156 mil millones.

Costos y gastos operacionales El costo de ventas fue 72% superior al presentado en el mismo período del año anterior. Cabe destacar lo siguiente: •

El costo en la operación de Centroamérica representó un 20% del total del costo para este trimestre.

•

Costo por mayores compras de energía a un mayor precio de bolsa (o su techo máximo: precio de escasez) , fue necesario para respaldar los contratos en Colombia debido al anormal déficit hidrológico en la zona Pacífico y a un escenario de mayores ventas en contratos y menores niveles de producción de la térmica. La cobertura de contratos en Colombia con energía generada estuvo en el 82%, significativamente por debajo del promedio histórico que se sitúa cercado al 150% desde el 2012.

•

En la operación térmica de Colombia, las actividades de mantenimiento en julio y las deficiencias de la red del caribe colombiano que impiden evacuar la totalidad de la energía despachada1 dejaron a Zona Franca Celsia en su menor volumen de generación de los últimos 3 años lo cual requirió asumir el costo asociado a las porciones remanentes del contrato Take or Pay de gas, sin una remuneración correspondiente, el cual se afectó igualmente por la mayor tasa de cambio (+54% A/A). Es importante resaltar que las actividades de mantenimiento realizadas resultaron supremamente relevantes para asegurar la plena disponibilidad de nuestro parque de generación durante los meses críticos que se están desarrollando.

•

También, las condiciones críticas de escasez que se presentan en Colombia a partir del 19 de septiembre tuvieron impactos relevantes en los costos del trimestre: i) la ejecución continuada por primera vez en la historia de las Obligaciones de Energía en Firme (OEF) y la escasez de gas en Colombia significaron para Zona Franca Celsia una operación basada en una mezcla entre gas natural y combustible líquido (diesel) a un costo mayor al reconocido por el precio de escasez o por los contratos de venta de energía; ii) el costo de las desviaciones de OEF, con las cuales se debe asumir el diferencial entre el precio de bolsa y el precio de escasez en las horas en que no se esté disponible o no tenga despacho por mérito de precios y iii) el costo neto de reconciliaciones negativas en Zona Franca Celsia a causa de un error regulatorio en la liquidación de las mismas, el cual fue oportunamente advertido e informado al regulador y se corrigió con la resolución CREG 170 el pasado 9 de octubre2. Cabe destacar que la resolución 178 a la cual se acogió la compañía el 27 de octubre nos permite contar con un precio de referencia para la generación con combustibles líquidos que recupera, en parte, estos mayores costos de generación. Igualmente, la resolución 172 acota el precio al cual se liquidan las ofertas en bolsa lo cual permite limitar el costo de las desviaciones de OEF.

•

Las depreciaciones y amortizaciones se incrementaron debido principalmente a la incorporación de los activos de Centroamérica y, en Colombia, a la incorporación de los activos de proyectos de generación y distribución.

En cuanto a los gastos operacionales consolidados, éstos fueron 44% superiores a los obtenidos en el tercer trimestre del año anterior. La variación frente al año anterior se explica en parte por la incorporación de las operaciones en Centroamérica que representaron un 19% de los gastos consolidados y gastos de personal.

Notas: 1. Problemas en el sistema de transmisión de 110 KV que no permite evacuar la totalidad de la energía despachada por Zona Franca Celsia. 2. Concepto Reconciliación Negativa: El Centro Nacional del Despacho calcula un despacho del recurso en condiciones ideales de red, denominado “Despacho Ideal” y por el cual el agente generador recibe como ingreso el precio de bolsa o su techo máximo, el Precio de Escasez. Sin embargo, para la fracción de energía que no se puede evacuar por el atrapamiento en las redes de transmisión y distribución, el agente generador debía devolver el ingreso, pero esta vez tasado a “Precio de Bolsa”, variable que en septiembre y octubre alcanzó niveles muy superiores al “Precio de Escasez”.

Informe trimestral de resultados

Ganancia operacional y ebitda 38%

35%

30%

36%

39%

37%

34%

40%

50% 23%

27%

26%

19%

30%

201

213

10%

152

231

212

212

228

211

160

184

173

100000,0

214

200000,0

31%

336

300000,0

43%

-10%

152

41%

175

400000,0

-

-30% -50%

1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 Ebitda

Margen ebitda

Como resultado de todo lo anterior, la ganancia operacional y el ebitda del tercer trimestre alcanzaron $73 mil y $152 mil millones respectivamente. Cabe destacar lo relevante que resultó la diversificación de negocios, monedas y de geografías para mantener una generación importante de flujos de caja operacionales aún en un momento tan crítico como el que se atraviesa en Colombia. La estrategia ejecutada hasta el momento ha traído exposición a dinámicas de mercado muy diferentes de la mano de la expansión internacional, que en adición a la participación en el negocio de distribución ha permitido compensar en parte los efectos desfavorables de este fenómeno El Niño en Colombia.

Resultado no operacional y ganancia neta En el resultado no operacional, se puede observar un aumento cercano a $32 mil millones en el gasto por diferencia en cambio, es importante destacar que en el Estado de Resultados (ERI) solo se refleja el efecto del endeudamiento en dólares de Zona Franca Celsia, el cual, como ustedes bien conocen, no representa una exposición real en términos de posición de caja dado que se tienen ingresos denominados en dólares que permiten cubrir las diferentes erogaciones de caja en esta moneda vía el ingreso de Cargo por Confiabilidad. La exposición activa de balance que resulta de la inclusión de los activos de Centroamérica generó una diferencia en cambio favorable de $130 mil millones, registrada en el patrimonio bajo el Otro Resultado Integral (ORI). También, en los gastos financieros se incluyen $21 mil millones asociados a las compañías en Centroamérica y se presenta un incremento en el costo medio de los programas de bonos corporativos de Colombia por el comportamiento del IPC. Sobre la estructura financiera en Centroamérica, durante octubre se dio la capitalización del 65% de la deuda subordinada de BLM por parte de ambos socios lo que repercutirá en menores intereses por aproximadamente USD 5,5 millones anuales. Sobre los impuestos, es importante destacar: i) la sobretasa del CREE (+8%) y ii) la mayor depreciación bajo NIIF que no se reconoce en términos fiscales. Como resultado de todo lo anterior, para el cierre del tercer trimestre, la ganancia neta de la compañía registró una pérdida de $41 mil millones. Al descontar el interés minoritario, la ganancia neta atribuible a los propietarios de la controladora registró una pérdida de $71 mil millones. En el año acumulado estos valores registran pérdidas de $19 mil millones y $90 mil millones respectivamente.

Informe trimestral de resultados

Inversión y plan de expansión Al cierre del tercer trimestre 2015, se ejecutaron inversiones consolidadas por $191 mil millones. En julio se dio la entrada en operación comercial del proyecto hidroeléctrico Cucuana de 58 MW, con el cual se completan 27 plantas de generación de energía, 22 a partir de fuentes renovables y para el cual en su construcción fueron invertidos cerca de $335 mil millones. La generación a la fecha ha sido de 20 GWh y la capacidad proyectada inicial de la central se incrementó en 3 MW. En el negocio de distribución, al cierre del tercer trimestre de 2015, se realizaron inversiones por $42 mil millones, principalmente en la compra de equipos para el plan de pérdidas, la reposición de elementos en subestaciones y redes y la instalación de nuevos servicios de energía. También, con la aprobación por parte del Ministerio de Minas y Energía, de las iniciativas para crecer en el negocio de distribución a nivel nacional se estarían incrementando los ingresos esperados por $13.931 millones. La primera iniciativa es el proyecto de ampliación de la capacidad de una subestación y de mejoras en otras dos subestaciones de la Guajira, con un valor de adjudicación de $34 mil millones y entrada en operación esperada para finales de 2016. El segundo es la construcción de una subestación a 115 kilovoltios en Montería, con un valor de adjudicación de $44 mil millones y entrada en operación esperada para finales de 2017. Y la tercera, permitirá inyectar potencia hacia subestaciones en Valledupar con un valor de adjudicación de $10.700 millones y entrada en operación esperada para marzo de 2017. Estos proyectos son atractivos en tanto representan ingresos estables por 25 años desde su entrada en operación y ofrecen un interesante retorno sobre las inversiones a realizar.

Estado de flujo de efectivo En lo corrido del año, las operaciones generaron efectivo por $566 mil millones. Los recursos fueron aplicados principalmente de la siguiente manera: el pago de impuestos que incluye impuesto de renta e impuesto a la riqueza por $335 mil millones, CapEx por $191 mil millones, dividendos netos por $177 mil millones y servicio neto de la deuda por $101 mil millones. Flujo de efectivo (COP mill.) EBITDA (+) Necesidades Netas de KW (-) Impuestos Total Flujo de Caja Operación

Total año acumulado 566,228 42,941 (335,814) 273,355

Flujo de Caja de Inversión (-) CapEx Total Flujo de Caja de Inversión

(191,278) (191,278)

Flujo de Dividendos (+) EPSA / Cetsa (+) Otros Dividendos Total Flujo de Dividendos Flujo de Caja Libre de la Compañía

119,639 75,424 197,156 279,233

Flujo de Caja Financiero (-) Amortización

(189,673)

(-) Intereses

(146,422)

(+) Desembolso Crédito Obligaciones Financieras Totales (+) Otros Ingresos (-) Otros Egresos (+) Rendimientos Financieros y Otros (-) Dividendos

234,204 (101,891) 62,838 (121,800) 11,734 (372,381)

Total Flujo de Caja Financiero

(521,500)

Total Flujo de Caja del Período

(242,267)

(+) Caja Inicial Saldo de Caja Final

607,228 364,961

Informe trimestral de resultados

Estados Financieros* Estado de Resultados Integrales, ERI – consolidado Expresado en millones de pesos colombianos CELSIA S.A. E.S.P. ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADO Expresados en millones de pesos colombianos

Quarter

2014 - 2015 Ingresos consolidados

3T 15

YTD 3T 14

2015

2014

Generación de energía eléctrica

517,347

323,868

1,560,658

1,240,655

Comercialización minorista

190,257

165,340

532,301

468,476

Uso y conexión de redes

57,544

53,216

167,917

157,446

Comercialización de gas y de transporte

18,891

9,801

55,147

25,763

Otros servicios operacionales

12,759

9,092

36,491

35,895

796,798

561,316

2,352,514

1,928,234

-676,938

-394,336

-1,881,264

-1,218,470

119,860

166,980

471,250

709,765

Margen bruto

15.0%

29.7%

20.0%

36.8%

Otros ingresos

14,266

3,317

47,126

15,470 -86,345

Ingresos ordinarios

Costos de ventas GANANCIA BRUTA

Gastos de administración

-46,588

-32,329

-133,966

Otros gastos

-2,096

-35,864

-57,113

-47,925

GANANCIA ANTES DE FINANCIEROS

85,443

102,104

327,297

590,964

Resultado financiero - ingresos financieros

1,721

7,690

10,667

27,842

Resultado financiero - gastos financieros

-64,115

-36,473

-185,076

-109,664

Diferencia en cambio (neto)

-37,040

-5,142

-52,166

-4,051

GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS

-13,991

68,179

100,722

505,091

Impuesto a las ganancias

-27,682

-39,001

-119,994

-183,783

GANANCIA NETA

-41,674

29,179

-19,272

321,308

Margen Neto

-34.8%

17.5%

-4.1%

45.3%

-71,150

1,276

-90,599

180,115

29,476

27,902

71,327

141,193

GANANCIA (PERDIDA)

-41,674

29,178

-19,272

321,308

EBITDA

152,326

177,594

566,228

749,985

19%

32%

24%

39%

79,054

42,942

228,944

126,568

GANANCIA (PERDIDA) ATRIBUIBLE A propietarios de la controladora A participaciones no controladoras

MARGEN EBITDA

DEPRECIACION Y AMORTIZACIÓN

Informe trimestral de resultados

Estado de la Situación Financiera, ESF - consolidado Expresado en millones de pesos colombianos

ESTADO DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADO Propiedades, plantas y equipos Propiedades de inversión Bienes adquiridos en leasing financiero Activos intangibles, netos (Concesiones - Estudios) Otros activos financieros no corrientes (invers. permanentes) Deudores comerciales y otras por cobrar no corrientes Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, no corrientes Plusvalía Impuesto diferido activo Otros activos TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE

Sep-15 7,081,583 23,471 254,907 368,056 376,458 3,264 0 659,899 74,575 2,700 8,844,912

Dec-14 6,827,615 19,413 237,702 209,064 439,514 30,453 0 561,968 69,886 4,742 8,400,356

286,915 78,046 25,669 553,934

293,747 295,753 51,518 411,305

124,423 199,427 1,268,414 10,113,326

72,318 29,674 1,154,314 9,554,670

Capital emitido Primas de emisión Reservas Ganancias (pérdidas) del ejercicio Ganancias acumuladas (ORI) Ganancias acumuladas balance apertura

180 298,146 2,471,189 -90,599 518,560 26,435

180 298,146 2,383,907 173,632 402,380 26,437

Total patrimonio atribuíble a los propietarios de la controladora

3,223,911

3,284,682

Efecto neto consolidación balance de apertura Participaciones no controladoras TOTAL PATRIMONIO NETO Obligaciones financieras no corrientes Otras provisiones no corrientes Pasivos por impuestos diferidos, netos Provisiones por beneficios a los empleados, no corrientes TOTAL PASIVO NO CORRIENTE

963,998 4,187,909 3,000,957 152,696 521,714 123,832 3,799,200

1,112,105 4,396,787 2,656,732 156,502 540,653 121,069 3,474,955

Obligaciones financieras corrientes Cuentas por pagar corrientes Cuentas por pagar a entidades relacionadas Otras provisiones, corrientes Pasivos por impuestos, corrientes, netos Provisiones por beneficios a los empleados, corrientes Otros pasivos no financieros, corrientes TOTAL PASIVO CORRIENTE TOTAL PASIVO

1,410,937 480,381 0 36,840 159,468 23,721 14,871 2,126,218 5,925,418

1,070,230 439,522 0 34,938 105,080 13,646 19,512 1,682,928 5,157,883

10,113,326

9,554,670

Efectivo y equivalentes al efectivo Otros activos financieros corrientes (portafolio) Otros activos no financieros (Gastos pagados por anticipado) Deudores comerciales y otras ctas por cobrar , netos Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corrientes Inventarios (Incluye en tránsito) Activos por impuestos corrientes, netos TOTAL ACTIVO CORRIENTE TOTAL ACTIVO

TOTAL PATRIMONIO Y PASIVO

Informe trimestral de resultados

Proforma ERI – Colombia Expresado en millones de pesos colombianos

OPERACIONES DE COLOMBIA ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADO Expresados en millones de pesos colombianos 2014 - 2015 3T 15

3T 14

Generación de energía eléctrica

360,710

323,868

Comercialización minorista

190,257

165,340

Uso y conexión de redes

57,544

53,216

Comercialización de gas y de transporte

18,891

9,801

9,776

9,092

637,178

561,316

Otros servicios operacionales Ingresos ordinarios

Costos de ventas

-544,336

-394,336

GANANCIA BRUTA

92,842

166,980

Margen bruto

14.6%

29.7%

Otros ingresos Gastos de administración

13,267

3,317

-37,580

-32,329

Otros gastos

-1,877

-35,864

GANANCIA ANTES DE FINANCIEROS

66,653

102,104

1,665

7,690

Resultado financiero - gastos financieros

-43,010

-36,473

Diferencia en cambio (neto)

-36,935

-5,142

GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS

-11,627

68,179

Impuesto a las ganancias

-29,094

-39,001

GANANCIA NETA

-40,721

29,179

Margen Neto

-43.9%

17.5%

Resultado financiero - ingresos financieros

GANANCIA (PERDIDA) ATRIBUIBLE A propietarios de la controladora

-71,743

1,276

31,022

27,902

GANANCIA (PERDIDA)

-40,721

29,178

EBITDA

103,961

177,594

16%

32%

48,699

42,942

A participaciones no controladoras

MARGEN EBITDA

DEPRECIACION Y AMORTIZACIÓN

Informe trimestral de resultados

Proforma ERI – Centroamérica Expresado en millones de pesos colombianos

OPERACIONES CENTROAMERICA ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADO Expresados en millones de pesos colombianos 2014 - 2015 3T 15

Generación de energía eléctrica Otros servicios operacionales Ingresos ordinarios

Costos de ventas

3T 14 *

156,637

150,961

2,983

3,639

159,620

154,600

-132,603

-142,125

GANANCIA BRUTA

27,018

12,476

Margen bruto

16.9%

8.1%

Otros ingresos

999

0

-9,008

-8,309

-219

134

18,790

4,301

Gastos de administración Otros gastos GANANCIA ANTES DE FINANCIEROS

Resultado financiero - ingresos financieros Resultado financiero - gastos financieros Diferencia en cambio (neto) GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS

Impuesto a las ganancias GANANCIA NETA Margen Neto

56

0

-21,106

-21,722

-105

0

-2,365

-17,421

1,412

840

-953

-16,581

-3.5%

-10.7%

593

ND

-1,546

ND

-953

ND

48,365

ND

30%

ND

30,355

ND

GANANCIA (PERDIDA) ATRIBUIBLE A propietarios de la controladora A participaciones no controladoras GANANCIA (PERDIDA)

EBITDA MARGEN EBITDA

DEPRECIACION Y AMORTIZACIÓN

*Se presentan los EEFF proforma del 2014 para mayor facilidad en el análisis. Los estados financieros de 2014 pueden no ser comparables con los del 2015 debido principalmente a la incorporación de CTC en los resultados del 2015 y a la homologación de cuentas realizada por Celsia después de la adquisición de los activos a GDF SUEZ.

Informe trimestral de resultados

Nota preventiva: Este documento ha sido preparado por Celsia S.A. E.S.P. (la “Compañía” o “Celsia”) con información propia y de las compañías en las cuales tiene participaciones mayoritarias, la cual no es definitiva ni ha sido auditada. Por lo anterior la información contenida en este documento es susceptible de modificaciones, complementos o enmiendas sin necesidad de aviso previo. Igualmente la información presentada puede diferir de las cifras publicadas por entidades oficiales. Celsia no asume obligación alguna de actualizar o corregir la información contenida en este documento. La Compañía no otorga ninguna garantía, expresa o implícita, y no es responsable en relación a la exhaustividad de la información (ni por omisión alguna ni por elementos de dicha información que fuesen susceptibles de conducir a error). La Compañía no será responsable de ninguna consecuencia resultante del uso de este documento.