Bogotá D.C., Noviembre 6 de 2014 RESUMEN EJECUTIVO Y

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Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014

Bogotá D.C., Noviembre 6 de 2014

TABLA DE CONTENIDO

1. 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

2. DESEMPEÑO FINANCIERO GRUPO ENERGÍA DE BOGOTÁ ........................................................................................... 8

3. 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

4. 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



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 Guatemala

Capacidad instalada –

MW 14,700 ND 2,979

Demanda – GWh 16,277 3,491 2,393

Variación demanda 3T

14 / 3T 13 - % 5.1 5.5 1.20

Explicación variación

demanda 3T 14 / 3T 13

Se presentó un

crecimiento del

mercado regulado y

no regulado. Así

mismo la explotación

de minas y canteras

creció 21,8%, siendo

el segundo rubro con

mayor crecimiento.

Dos plantas de energía

empezaron operaciones:

(i) el parque Eólico

Marcona (Ica) a finales de

abril/2014 con una

capacidad instalada de 32

MW.; y (ii) la central

hidroeléctrica Huanza, la

cual empezó a producir al

100% de su capacidad en

Mayo/2014. La

hidroeléctrica Huanza

pertenece a Egehuanza,

una subsidiaria de

Compañía de Minas

Buenaventura y provee

90,6 MW al sistema.

Crecimiento de

la

Economía y

crecimiento

poblacional.

Fuentes: XM, UPME, COES – Perú, AMM – Guatemala

* Valor extraído de la Estadística anual del COES del año 2012.

Tabla N° 2 - Panorámica de los sectores de gas natural al 3T 14

Colombia Perú

Reservas probadas y probables – TPC (2012) 5.7 21.54

Demanda interna 1,007 GBTUD 1,142 MMPCD

Variación demanda interna 3T 14/ 3T 13 - % 2.3 -2.5

Explicación variación demanda

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.

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.




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.




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 PET-

1-2009, 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 2013-

2017, 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




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.




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.




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.



Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014 2. DESEMPEÑO FINANCIERO GRUPO ENERGÍA DE BOGOTÁ

Tabla N° 4 – Estado de Resultados consolidado EEB

Millones COP Variación Millones USD

Al 3T 14 Al 3T 13 %

Al 3T 14 Al 3T 13

Ingresos Operacionales 1,708,003 1,451,107 17.7 844.7 760.4

Costo de ventas -910,338 -749,282 21.5 -450.2 -392.6

Utilidad bruta 797,665 701,825 13.7 394.5 367.8

Gastos operacionales -187,016 -166,078 12.6 -92.5 -87.0

Utilidad Operacional 610,649 535,747 14.0 302.0 280.7

Dividendos 892,317 799,853 11.6 441.3 419.1

Ingreso / gasto No operacional neto 498,027 368,109 35.3 246.3 192.9

Utilidad antes de impuestos e interés minoritario 1,108,676 903,856 22.7 548.3 473.6

Interés minoritario -36363 -52,280 -30.4 -18.0 -27.4

Impuesto de renta -135,623 -67,279 101.6 -67.1 -35.3

Utilidad neta 936,690 784,297 19.4 463.2 411.0

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.




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

EBITDA Consolidado ajustado trimestral 255,080 248,733 2.6 125.7 130.3

EBITDA Consolidado ajustado UDM 1,976,886 1,668,543 18.5 974.6 874.4

Margen EBITDA Consolidado % 60.8% 61.2% 60.8% 61.2%

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 Part. 3T 13 Part. 3T 14 3T 13

COP Millones

% COP

Millones %

Millones USD

Millones USD

Deuda financiera en COP 107,401 1.7 5,948 0.1 52.9 3.1

Deuda financiera en USD 5,978,140 94.8 3,820,481 94.1 2,947.1 1,995.4

Operaciones de Cobertura 220,246 3.5 235,655 5.8 108.6 123.5

Total deuda financiera 6,305,787 100 4,062,084 100 3,108.6 2,128.6

Deuda neta/EBITDA Consolidado Ajustado UDM – OM: <4.5

2.33

1.60

73.1

2.33

1.60

EBITDA Consolidado Ajustado UDM/ Intereses – OM: >2.25

10.22

9.10

111.9

10.22

9.10

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.




Gráfica No. 3 – Evolución Indicadores de Deuda

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%).

1.52 1.411.60

1.48

2.33

4.5

3T 13 4T 13 1T 14 2T 14 3T 14

Deuda Neta/ EBITDA Consolidado Ajustado

Deuda Neta/ EBITDA Consolidado Ajustado OM <

12.4413.18

9.10

11.0610.22

2.25

3T 13 4T 13 1T 14 2T 14 3T 14

EBITDA Consolidado Ajustado / Intereses

EBITDA Consolidado Ajustado / Intereses OM >




3. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS CON CONTROL

Tabla N° 7 - Indicadores financieros inversiones con control 3T 14

COP Millones USD millones

EEB TGI Calidda EEB TGI Calidda

Ingresos operacionales 82,709 705,237 641,218 40.8 347.7 443.6

Utilidad operacional 46,179 456,798 103,517 22.8 225.2 54.9

EBITDA UDM 71,233 733,918 134,700 35.1 361.8 92.5

Utilidad neta 29,267 157,793 59,650 14.4 77.8 29.2

Tabla N° 8 - Resumen de los proyectos de expansión del Grupo EEB - Compañías Controladas

Proyecto / Cía. País Sector USD MM Estado En

operación:

La Sabana – TGI Colombia T GN 55 En operación En operación

ICA Perú – Contugas Perú T + D GN 358 En operación En operación

Lima Callao – Cálidda Perú D GN -

ampliación red- 500 En construcción 16-18

Guatemala – TRECSA Guatemala T E 373 En construcción 14-15

Subestaciones – EEB Colombia T E 638 En construcción 14-16

Ingenios – EEBIS Guatemala T E 44 En planificación 15

T: Transporte; D: Distribución; GN: Gas Natural; E: Electricidad

3.1. EEB – Negocio de Transmisión

Tabla N° 9 - Indicadores Transmisión EEB

Al 3T 14 Al 3T 13 Var %

Utilidad operacional – COP MM 14,970 13,860 8.0

EBITDA trimestral - COP MM 18,962 17,588 7.8

Inversiones – COP MM 92,547 64,324 43.9

Disponibilidad de la infraestructura - % (1) 99.95 99.95 0.000

Compensación por indisponibilidad - % (2) 0.0241 0.1116 -78.4

Cumplimiento programa mantenimiento - % (3) 100 100 0.0

Participación en la actividad de transmisión en Colombia - % (4)

8.44 7.96 6.0

Pies de página en anexo 6




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



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

Ingresos operacionales - COP MM 231,580 212,767 8.8

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



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 Infraestructura-

ANI 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

EBITDA UDM - COP MM 733,918 650,612 12.8

Utilidad neta - COP MM 157,793 112,530 40.2

Volumen transportado – Mm pcd 487 446 9.2

Capacidad contratada en firme - Mm pcd 652 630 3.5

Calificación crediticia internacional: S&P - Agosto 14:

Fitch – Octubre 14: Moody’s – Abril 14:

BBB-, estable BBB, estable Baa3, estable



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.




3.4. CALIDDA

Tabla N° 12 - Indicadores seleccionados de Cálidda

Al 3T 14 Al 3T 13 Var %

No de clientes 235,273 141,146 66.7

Ingresos operacionales - USD Miles 443,603 296,765 49.5

Utilidad operacional – USD Miles 54,936 37,529 46.4

EBITDA UDM – USD Miles 92,498 66,660 38.8

Utilidad neta – USD Miles 29,171 9,540 205.8

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.




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).




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.



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

Proyecto Empresa Sector País Ejecución 3T 2014

En operación USD millones

Quimbo Emgesa G electricidad Colombia 270.8 1S 15

Atención nueva demanda Codensa D electricidad Colombia 98.1 14

Ampliaciones concesión REP T electricidad Perú 16.7 15-18

Ampliaciones concesión y nuevas CTM T electricidad Perú 34.5 14-17

Ampliaciones sistema PROMIGAS T + D gas natural Colombia 5.5 15-16

T:Transporte; D:Distribución; GN: Gas Natural; E: Electricidad




4.1. EMGESA

Tabla N° 15 - Panorámica de Emgesa al 3T 14

Capacidad instalada - MW 3,041

Composición de la capacidad 9 Hidros y 2 térmicas

Generación – Gwh 10,524

Ventas – Gwh 12,140

Control Enel Energy Group SpA

Participación de EEB 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


Ingresos operacionales 2,033,437 1,811,743 12.2 1002.4 946.3

Costo de ventas 760,316 784,427 -3.1 374.8 409.7

Gastos administrativos 23,011 18,972 21.3 11.3 9.9

Utilidad operacional 1,250,110 1,008,344 24.0 616.3 526.6

EBITDA YTD 1,359,406 1,120,046 21.4 670.2 585.0

Margen EBITDA 66.85% 61.82% 8.1% 66.9% 61.8%

Utilidad neta 806,761 646,141 24.9 397.7 337.5

Dividendos y reservas decretados a EEB 450,465 405,659 11.0 222.1 211.9

Reducciones de capital a EEB - - -

Deuda Neta / EBITDA UDM 1.52 1.37 74.7 7.3 1.4

EBITDA / Intereses 14.44 12.49 194.6 14.44 12.49





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 %

Millones COP 620,264 430,877 44.0

Millones USD 305.8 225.0 35.9

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



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

Número de clientes 2,751,360

Participación de mercado - % 23.2

Demanda Codensa – Gwh 10,973

Var % demanda de Codensa 1T 14 / 1T 13 2.69

Indice de pérdidas (%) 7.06

Control Enel Energy Group

Participación EEB 51.5% (36.4% ordinarias; 15.1% preferenciales

sin derecho a voto)

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



Ingresos operacionales 2,556,517 2,384,261 7.2 1260.3 1245.3

Costo de ventas 1,836,908 1,705,758 7.7 905.6 890.9

Gastos administrativos 67,845 58,878 15.2 33.4 30.8

Utilidad operacional 651,764 619,625 5.2 321.3 323.6

EBITDA YTD 846,078 809,419 4.5 417.1 422.8

Margen EBITDA 33% 34% -2.5 33% 34%

Utilidad neta 394,521 389,189 1.4 194.5 203.3


Reducciones de capital - - - - -

Deuda Neta / EBITDA UDM 0.7 0.6 0.7 0.6

EBITDA / Intereses 14.46 16.07 14.46 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



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 González-

Secretario 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.


Al 3T 14 Al 3T 13 Var %

Millones COP 198,697 149,070 33.3

Millones USD 97.9 77.8 25.8




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 11

Volumen de ventas - mmpcd 369.2

Participación de mercado - % 40

Red – km 2,367

Ingresos operacionales - COP MM 282,396

Participación de EEB - % 15.6

Tabla N° 22 – Inversiones Promigas

Al 3T 14 Al 3T 13 Var %

COP millones 47,923 74,091 -35.3

USD Millones 23.6 38.7 -38.9

Tabla N° 23- Indicadores financieros seleccionados de Promigas



Ingresos operacionales 282,396 214,192 31.8 139.2 111.9

Costo de ventas 67,858 53,171 27.6 33.5 27.8

Utilidad operacional 214,539 161,021 33.2 105.8 84.1

EBITDA Trimestral 65,871 41,476 58.8 32.5 21.7

Utilidad neta 293,768 368,258 -20.2 144.8 192.3


Reducciones de capital a EEB 0 0 - 0.0 0.0

Deuda neta (1) / EBITDA 3.8 5.3 -151.1 3.8 5.3

EBITDA / Intereses (2) 3.7 3.1 62.3 3.7 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



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 Melo-

Presidente 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.




4.4. GAS NATURAL

Tabla N° 24– Panorámica de Gas Natural 3T 14

No de clientes 1,968,576

Volumen de ventas - mmpcd 541.918

Participación de mercado - % 94.4

Red - km 86.5

Ingresos operacionales - COP MM 1,093,643

EBITDA UDM - COP millones 443,485

Control Gas Natural de España

Participación de EEB 25%

Tabla No 25 - Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural



Ingresos operacionales 1,093,643 962,139 13.7 539.1 502.5

Costo de Ventas 748,266 624,852 19.8 368.9 326.4

Gastos Administrativos 88,900 77,513 14.7 43.8 40.5

Utilidad operacional 256,477 259,774 -1.3 126.4 135.7

EBITDA Trimestral 281,334 96,585 191.3 138.7 50.4

Utilidad neta 68,331 66,787 2.3 33.7 34.9


Reducciones de capital a EEB - - - -


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.


Al 3T 14 Al 3T 13 Var %

COP Millones 8,119 8,352 -2.79

USD Millones 4.003 4.362 -8.25

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 -54.908 -36.973 48.5

Utilidad operacional 43.727 54.440 -19.7

EBITDA UDM 64.298 56.414 14.0

Utilidad neta 20.674 16.417 25.9

Dividendos decretados a EEB 5.50 7.68 -28.3

Reducciones de capital a EEB - - -

Deuda neta (2) / EBITDA 2.19 1.49 47.4

EBITDA / Intereses (3) 7.11 6.21 14.5





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.



Tabla No 28 - Indicadores financieros seleccionados de CTM

USD Miles

Al 3T 14 Al 3T 13 Var %

Ingresos operacionales 81.075 66.212 22.4

Costo de ventas y gastos operacionales -35.283 -30.434 15.9

Utilidad operacional 45.792 35.777 28.0

EBITDA Ajustado 66.002 53.860 22.5

Utilidad neta 18.490 4.459 314.7

Dividendos decretados a EEB 0.00 0.00 -

Reducciones de capital a EEB 0.00 0.00 -

Deuda neta (1) / EBITDA 5.14 7.34 -30.0

EBITDA / Intereses (2) 4.48 2.38 88.2





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




5. 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.




Anexo 4: Estado de resultados consolidados y EBITDA Ajustado UDM y trimestral

Tabla N° 29 – Estado de Resultados Consolidado EEB

Millones COP Variación Millones USD Al 3T 14 Al 3T 13 % Al 3T 14 Al 3T13

Ingresos Operacionales (1) 1,708,003 1,451,107 17.7 842.0 757.9

Transmisión de electricidad 83,154 78,126 6.4 41.0 40.8

Distribución de Electricidad 231,360 212,665 8.8 114.1 111.1

Transporte de gas natural 705,237 648,369 8.8 347.7 338.6

Distribución de gas natural 688,252 511,947 34.4 339.3 267.4

Costo de ventas (2) -910,338 -749,282 21.5 -448.8 -391.3

Transmisión de electricidad -36,531 -34,189 6.9 -18.0 -17.9

Distribución de Electricidad -170,831 -158,721 7.6 -84.2 -82.9

Transporte de gas natural -181,842 -189,488 -4.0 -89.6 -99.0

Distribución de gas natural -521,134 -366,884 42.0 -256.9 -191.6

Utilidad bruta 797,665 701,825 13.7 393.2 366.6

GASTOS OPERACIONALES -187,016 -166,078 12.6 -92.2 -86.7

Transmisión de electricidad (3) -16,569 -8,594 92.8 -8.2 -4.5

Distribución de Electricidad -24,764 -24,544 0.9 -12.2 -12.8

Transporte de gas natural -47,994 -34,441 39.4 -23.7 -18.0

Distribución de gas natural -97,689 -98,499 -0.8 -48.2 -51.4

UTILIDAD OPERACIONAL 610,649 535,747 14.0 301.0 279.8

Dividendos (4) 892,317 799,853 11.6 439.9 417.8

Intereses inversiones temp, y pat, autónomos (5) 71,497 40,018 78.7 35.2 20.9

Diferencia en cambio neta (6) -109,007 -200,998 -45.8 -53.7 -105.0

Otros ingresos (8) 25,728 23,457 9.7 12.7 12.3

Gastos No operacionales (9) -159,209 -117,792 35.2 -78.5 -61.5

Gastos financieros -215,813 -170,359 26.7 -106.4 -89.0

Otros gastos -7,486 -6,070 23.3 -3.7 -3.2

Utilidad antes de impuestos e interés minoritario 1,108,676 903,856 22.7 546.6 472.1

Interés minoritario (10) -36,363 -52,280 -30.4 -17.9 -27.3

Impuesto de renta -135,623 -67,279 101.6 -66.9 -35.1

Utilidad neta 936,690 784,297 19.4 461.8 409.6


Tabla N° 30 – Desagregación EBITDA Consolidado UDM Grupo Energía de Bogotá

EBITDA UDM CONSOLIDADO COP Millones Variación USD Millones

Al 3T 14 Al 3T 13 % Al 3T 14 Al 3T 13

Ingresos Operacionales 2,215,415 1,874,835 18.2 1092.2 979.2

Costos Operacionales -1,205,062 -975,381 23.5 -594.1 -509.4

Gastos Operacionales -327,489 -221,397 47.9 -161.4 -115.6

Depreciación operacional 117,113 113,329 3.3 57.7 59.2

Amortización operacional 81,433 49,646 64.0 40.1 25.9

Impuestos operacionales 5,361 4,371 22.6 2.6 2.3

Dividendos e intereses ganados 1,056,730 861,486 22.7 520.9 449.9

Utilidad por Valoración en Coberturas -18,538 -12,070 53.6 -9.1 -6.3

Intereses patrimonio autónomo -12,032 -6,391 88.3 -5.9 -3.3

Gastos administración -198,500 -194,360 2.1 -97.9 -101.5

Pensiones jubilación 33,127 39,000 -15.1 16.3 20.4

Amortizaciones 32,256 41,309 -21.9 15.9 21.6

Depreciaciones 7,787 5,301 46.9 3.8 2.8

Provisiones 106,619 22,226 379.7 52.6 11.6

Impuestos 82,666 66,639 24.1 40.8 34.8

Reducciones de capital - - - 0.0 0.0

EBITDA Consolidado Ajustado 1,976,886 1,668,543 18.5 974.6 871.5




Tabla N° 31 – Desagregación EBITDA Consolidado UDM Grupo Energía de Bogotá

EBITDA TRIMESTRAL CONSOLIDADO COP Millones Variación USD Millones

Al 3T 14 Al 3T 13 % Al 3T 14 Al 3T 13

Utilidad operacional 176,294 194,850 -9.52 86.91 101.77

Depreciación operacional 30,330 27,963 8.46 14.95 14.60

Amortización operacional 25,746 13,613 89.13 12.69 7.11

Impuestos operacionales 1,196 1,127 6.12 0.59 0.59

Dividendos e intereses ganados 40,638 5,556 631.43 20.03 2.90

Operaciones de Cobertura 5,167 5,989 2.55 3.13

Intereses patrimonio autónomo (3,717) (851) 336.78 -1.83 -0.44

Gastos administración (62,059) (34,535) 79.70 -30.59 -18.04

Pensiones jubilación 6,554 7,021 -6.65 3.23 3.67

Amortizaciones 9,337 9,147 2.08 4.60 4.78

Depreciaciones 2,242 1,208 85.60 1.11 0.63

Provisiones 6,183 3,276 88.74 3.05 1.71

Impuestos 17,169 14,369 19.49 8.46 7.50

EBITDA 255,080 248,733 2.55 125.75 129.91

Anexo 5: Estados financieros consolidados de EEB e individuales:

http://www.grupoenergiadebogota.com/inversionistas/estados-financieros

Anexo 6: Términos técnicos y regulatorios

BLN: Billones de los Estados Unidos de América, Factor 109

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,

http://www.grupoenergiadebogota.com/inversionistas/estados-financieros

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Vatio




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.

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Tabla 10 - Indicadores seleccionados EEC - DECSA

(1) % de pérdidas de energía.

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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.

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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

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Tabla 23 – Indicadores financieros seleccionados de Promigas


mismo momento.


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Tabla 25 – Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural





mismo momento.


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Tabla 27 – Indicadores financieros seleccionados de REP


mismo momento. Volver al capítulo

Tabla 28 – Indicadores financieros seleccionados de CTM


mismo momento.


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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.

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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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Bogotá D.C., Noviembre 6 de 2014 RESUMEN EJECUTIVO Y