Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 Bogotá D.C., 25 de Noviembre 2015 TABLA DE CONTENIDO

1.

2.

3.

4.

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

Resumen de los resultados financieros de EEB 3T 2015....................................................................................2

1.3

Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá ...............................................................................4

DESEMPEÑO COMPAÑÍAS SUBSIDIARIAS. .................................................................................................................5 2.2. DECSA – EEC ..........................................................................................................................................................9 2.3.

TGI ..........................................................................................................................................................................10

2.4.

CALIDDA ................................................................................................................................................................11

2.5.

CONTUGAS ...........................................................................................................................................................12

2.6.

TRECSA .................................................................................................................................................................13

2.7.

EEBIS Guatemala ..................................................................................................................................................13

DESEMPEÑO COMPAÑÍAS ASOCIADAS ....................................................................................................................15 3.1. EMGESA ................................................................................................................................................................15 3.2.

CODENSA ..............................................................................................................................................................17

3.3.

PROMIGAS ............................................................................................................................................................18

3.4.

GAS NATURAL ......................................................................................................................................................20

3.5.

REP y CTM Perú ....................................................................................................................................................21

ANEXOS .........................................................................................................................................................................23 Anexo 1: Nota legal & Aclaraciones .................................................................................................................................23 Anexo 2: Definiciones de los EBITDAS incluidos en este informe ...............................................................................23 Anexo 3: Estado de resultados consolidados preliminares no auditados Junio 2015. ...............................................24 Anexo 4: Términos técnicos y regulatorios.....................................................................................................................24 Anexo 5: Panorámica de la compañía controlante – EEB ..............................................................................................26

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015

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

Demanda de Electricidad Tabla No 1 - Panorámica de los sectores eléctricos 3T 2015 (GWh)

Colombia

Perú

Guatemala

Capacidad instalada – MW

15,653

8,792

3,217

Demanda – GWh

17,061

3,658

2,689

Variación demanda 3T 2015/ 3T 2014 - %

4.6

0.4

8.0

En septiembre de 2015, la demanda de energía del SIN fue de 5,701 GWh, la cual se ubicó por encima del escenario alto de UPME (5,562 GWh), según actualización realizada en julio de 2015. Este es el tercer mes consecutivo en el que se supera el escenario alto de la UPME, ocasionado en gran medida por las altas temperaturas que se registran en el país debido al evento de El Niño.

Línea de Transmisión Machupicchu – Abancay – Cotaruse en 220 mil voltios, obra que mejorar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica en la zona sur del país y el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Contribuirá al transporte de la generación de energía de las Centrales Hidroeléctricas Santa Teresa y Machupicchu al Sistema de Transmisión Sur.

Las subestaciones San Agustín, Pacífico, La Vega II y El Rancho ya se encuentran conectadas con el Centro de Control de TRECSA, uno de los más modernos en Latinoamérica, con interconexión las 24 horas los 365 días del año con el Centro de Control del Administrador del Mercado Mayorista, AMM. Con la energización de estas 4 subestaciones, el nuevo sistema de transporte de energía de Guatemala consolida su operación.

Explicación variación demanda

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

Demanda de Gas Natural Tabla No. 2 - Panorámica de los sectores de gas natural 3T 2015 (mpcd)

Colombia

Perú

Reservas probadas y probables – TPC (2012) Demanda interna - mm pcd

5.5 1,050

21.1 1,070

1.3

-14.46

Variación demanda interna 3T 2015/3T 2014-%

Las dos principales causas del decrecimiento de la demanda nacional fueron el sector petroquímico y el consumo de Menor volumen exportado GNV. El consumo termoeléctrico comparado con el mismo período experimentó un decrecimiento en del año anterior. su demanda debido a la declinación de la producción del campo Guajira y a la disminución de la generación térmica en la costa atlántica

Explicación variación demanda

Fuentes: UPME, CON, MEM, Osinergim

1.2 Resumen de los resultados financieros de EEB 3T 2015 Tabla N° 3 - Indicadores financieros consolidados de EEB COP Millones

3T 2015

3T 2014

INGRESOS COSTOS Y GASTOS

2,278,557 1,282,904

1,778,664 1,564,035

Resultado de las actividades operacionales EBITDA UDM

714,522 2,310,174

495,760 1,976,886

Ganancia atribuible a:[La parte controlante] Ultima calificación deuda externa L/P: S&P Fitch Moody’s

549,728

672,719

BBB-/Negative 03/Sep/2015 BBB/AAA(col)/Stable 27/Oct/2015 Baa2/Stable 04/Sep/2015

Según Taxonomia IFRS Estado de resultado integral, resultado del periodo, por función de gasto

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 Principales Cambios IFRS durante el año Los siguientes ajustes o modificaciones se han realizado en cuanto a la presentación de los estados financieros:  Dividendos de compañías asociadas: De acuerdo con la validación efectuada, los dividendos decretados por estas

compañías con posterioridad al 1 de enero de 2014, no serán incluidos como ingresos ordinarios para el Grupo y a cambio de ello se mantendrá exclusivamente la utilidad o pérdida que se presenten por efecto de la aplicación del método de participación patrimonial el cual se refleja en la sección del resultado financiero del Estado de Resultados Integral.

 Cambio moneda funcional filial del exterior: La filial Inversiones en Energía Latinoamérica Holdings S.L.U (IELAH),

cuyo domicilio se encuentra en España, tenía definida como moneda funcional el Euro y como moneda de presentación el peso colombiano. De acuerdo con los análisis efectuados, la moneda funcional definida para esta filial fue el Dólar Americano, en razón al cumplimiento de los indicadores que establece la NIC 21. Lo anterior significo un menor reconocimiento de gasto por diferencia en cambio producto de la valoración del endeudamiento de esta compañía.

Finalmente, EEB está analizando la posible aplicación del método de participación patrimonial para las compañías controladas en sus estados financieros separados, teniendo en cuenta que la ley colombiana vigente exige este tratamiento contable para este tipo de inversiones. Bajo NIIF, el tratamiento establecido para la medición posterior de las inversiones en controladas era el costo histórico, es decir, el costo atribuido aplicando principios de contabilidad anteriores en el Estado de Situación Financiera de Apertura –ESFA. Resumen Ejecutivo i.

El Grupo Energía de Bogotá reportó resultados financieros al cierre del tercer trimestre del año 2015; la ganancia neta de EEB, casa matriz del Grupo Energía de Bogotá -GEB-, alcanzó la cifra de COP 549,728 millones representada en los negocios de transporte, distribución de gas natural y transmisión de electricidad y un aumento del resultado de las actividades operacionales en +44.1%.

ii.

La ganancia atribuible a la parte controlante del Grupo correspondiente al tercer trimestre 2015, presentó una disminución frente al periodo (Ene - Septiembre 2015), en el 18.3% producto de un incremento en el gasto por la diferencia en cambio del +213.6%, así como mayor costo financiero en un +48.2%.

iii.

Los ingresos operacionales consolidados se incrementaron +28.1%, producto de la expansión de cada uno de los segmentos del negocio. i) En transmisión de electricidad, los ingresos operacionales crecieron 64,9% producto de la participación activa en los proyectos de desarrollo de la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, dentro de los más recientes en operación está Alférez y SVC Tunal; (ii) En transporte de gas natural, crecieron en 24.9% efecto re expresión de los ingresos a pesos colombianos; (iii) En distribución de electricidad, crecieron 11.5%, Empresa de Energía de Cundinamarca –EEC, registró mayores ventas de energía, gracias a un mayor número de clientes conectados al mercado regulado. (iv) En distribución de gas natural, Cálidda y Contugas, incrementaron sus ingresos operacionales en 32.1% resultado de la ampliación de la red de instalación en Calidda y al crecimiento de clientes habilitados y grandes industriales en Contugas.

iv.

El resultado del Grupo Energía de Bogotá presenta un balance positivo, al combinar el continuo crecimiento de las compañías controladas y el sólido desempeño de las compañías asociadas con un EBITDA consolidado a la fecha de COP 1,439,159 millones.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 1.3 Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá  05.10.2015 Decisiones Junta Directiva: Capitalización del crédito inter-compañía subordinado otorgado por EEB a

Contugás el pasado mes de octubre de 2014, por un monto de USD 11.5 millones; igualmente capitalización del monto de intereses causados y no pagados, del acuerdo de asistencia técnica, por la suma de USD 1.94 millones. Del mismo modo se autorizó a la administración para realizar los aportes de capital hasta por USD 6.4 millones requeridos por el Consorcio Transmantaro, además de realizar todos los trámites necesarios y para firmar los documentos correspondientes.  02.10.2015 Estados Financieros Consolidados del Grupo Energía de Bogotá al 31 de marzo de 2015 bajo Normas

Internacionales de Información Financiera: Se da alcance a los conceptos emitidos por el Consejo Técnico de la Contaduría Pública -CTCP-; así mismo se informan las diferencias presentadas entre la Ley comercial vigente y lo establecido en las Normas Internacionales de Información Financiera – NIIF; resalta los cambios y/o nuevos lineamientos en los Estándares Internacionales y remite convenciones de aplicación del estándar en compañías del mismo sector. Finalmente analiza posible aplicación del método de participación patrimonial para las compañías controladas en sus estados financieros separados, teniendo en cuenta que la ley colombiana vigente exige este tratamiento contable para este tipo de inversiones.  28.09.2015 EEB autoriza fusión de Decsa, EEC con Codensa, reiterando que en ningún momento hará parte del

proceso de fusión. La autorización obedece a la participación del grupo (con 51%) de Decsa, vehículo de inversión, que a su vez, controla junto con Codensa el 82.34% de EEC.

 25.09.2015 EEB POR CUARTO AÑO CONSECUTIVO EN EL ÍNDICE DE SOSTENIBILIDAD DOW JONES: se

ubica entre las mejores compañías del mundo y del sector, por su desempeño en materia de sostenibilidad, importancia dada por Dow Jones es el índice de sostenibilidad más reconocido a nivel internacional y analiza el desempeño de las compañías líderes en aspectos sociales, ambientales y económicos.  04.09.2015 Moody’s elevó calificación crediticia de EEB a Baa2 con perspectiva estable, adicionalmente la

agencia Standard & Poor’s mantuvo la calificación crediticia de Empresa de Energía de Bogotá en grado de inversión; por último el 10 de octubre la agencia calificadora Fitch Rating reafirmó calificación crediticia en grado de inversión a escala internacional y local con perspectiva estable.

 21.08.2015 EEB cierra exitosamente transacción en Brasil: protocolizó la adquisición del 51% de cuatro

concesiones de transmisión eléctrica en Brasil, lo que lo consolida como uno de los principales actores del sector energético en América. El monto de la operación ascendió a BRL 547.9 millones (USD 157.9 millones) y hace parte del plan de inversiones por USD 1.8 billones aprobados por la Junta Directiva para los próximos cuatro años. La compra se realizó a JMalucelli Energía, JMalucelli Constructora de Obras y Desenvix

 06.08.2015 Ecopetrol S.A. publicó la terminación de la Primera Etapa del Programa de Enajenación y Adjudicación

de las Acciones de Propiedad de Ecopetrol S.A. en EEB.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015  27.07.2015 Ecopetrol anuncio resultados del proceso de enajenación de acciones de EEB: Precio de suscripción

por acción COP 1.740; Cantidad de acciones ofrecidas 631.098.000; Cantidad de acciones demandadas en aceptaciones válidas 352.872.414; Monto total demandado en aceptaciones válidas COP 613.998.000.360; Cantidad de acciones adjudicadas 352.872.414 Monto total adjudicado COP 613.998.000.360; Fecha notificación adjudicación Julio 27 de 2015; Fecha de Cumplimiento Julio 31 de 2015.  22.07.2015 El Consorcio Transmantaro –CTM- filial de ISA (60%) y EEB (40%) le fue adjudicada por el Gobierno

de Perú, el diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de la subestación Carapongo y enlaces de conexión a líneas existentes, en el departamento de Lima.  06.07.2015 Asamblea de Accionistas de EEB aprobó liberar reservas por COP 458,851 millones.

2. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS SUBSIDIARIAS.

Tabla No 4 - Resumen de los proyectos de expansión del Grupo EEB - Compañías Controladas Proyecto / Cía.

País

Sector*

Inver. Total USD MM

Estado

En operación

Lima Callao – Cálidda TGI – Colombia

Perú Colombia

D GN –ampliación red TGN

273 186

En construcción En construcción

2015-2017 2015-2016

EEC – Colombia Guatemala – TRECSA

Colombia Guatemala

DE TE

12 376

En construcción Operación parcial

2015 2015

Proyectos UPME – EEB Ingenios – EEBIS

Colombia Guatemala

TE TE

940

En construcción En planificación

2015-2018 2015-2016

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

61

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 2.1. EEB – Negocio de Transmisión Tabla No 5 - Indicadores Transmisión EEB 3T 2015 Inversiones – COP mm

3T 2014

Var %

81,684

92,547

-11.74

Disponibilidad de la infraestructura - % (1)

9.9

100

-90.0

Compensación por indisponibilidad - % (2)

0.01

0.02

-58.5

Cumplimiento programa mantenimiento - % (3) Participación en la actividad de transmisión en Colombia - % (4)

100

100

0.0

11.4

8.4

35.1

Tabla N° 6 Avance proyectos de Inversión EEB Negocio de Transmisión Inversión Proyecto UPME Avance USD MM Chivor II 49.0% 5.5 Cartagena Bolívar 25.7% 11.2 Río Córdoba 24.1% 1.8 Armenia 93.0% 1.3 Tesalia 85.0% 11.0 Sogamoso Norte 16.8% 21.1 Refuerzo Suroccidental 500 2.4% 24.4 Kv Ecopetrol San Fernando 3.5% N.A Río Cordoba 15.0% 0.6 Transformadores La Loma 10.6% 1.3

Entrada en operación 10/04/2017 07/03/2017 30/11/2016 26/11/2015 14/02/2016 30/09/2017 30/09/2018 30/04/2017 30/11/2016 30/11/2016

 UPME 03-2010 – Proyecto Chivor II NORTE: El proyecto atraso de 416 días hábiles por causas atribuibles a

factores externos a la gestión de la Empresa en el proceso de licenciamiento ambiental. El atraso actualmente genera un impacto en la fecha de entrada en operación pasando del 31-Oct-15 como fecha oficial al 8-Jul-17 como fecha probable de entrada en operación. El 30 de julio se radicó en el MME la solicitud de prórroga por causas externas a la gestión de EEB. La solicitud se hizo con corte al 2 de julio, contabilizando 355 días hábiles de atraso (525 días calendario) con lo cual la nueva FPO sería el 10 de abril de 2017, a la fecha no se ha obtenido respuesta alguna.

Se expide el Auto 2568 el 1 de Julio de 2015 ratificando la Alternativa 1 seleccionada, de esta manera La Empresa se notificó el 2 de Julio de 2015. Para que se encuentre en firme se deben notificar todos los terceros intervinientes y publicar en gaceta ambiental. A 28-Sep-15 se han notificado 23 de los 26 terceros intervinientes y por tanto aún no se encuentra en firme la expedición de la Licencia Ambiental. A Septiembre 30 de 2015 se lleva una ejecución real del 49%.  UPME-05-2012 –Proyecto Cartagena-Bolívar: El proyecto se encuentra en un avance del 25.7% con un SPI del

0.96. Atraso acumulado de 47 días hábiles por causas atribuibles a factores externos a la gestión de la Empresa en el proceso de licenciamiento ambiental, y 4 semanas adicionales debido al accidente ocurrido en Cartagena. En el tramo aéreo, se aprobó la totalidad de los documentos del diseño, se avanza en el diseño de las obras civiles y se continúa con el diseño eléctrico y el suministro del cable aislado. Respecto al tramo subterráneo, se continúa en la elaboración de diseños civil y eléctrico. El proyecto presenta un atraso de 47 días hábiles por causas atribuibles a factores externos a la gestión de la empresa en el proceso de licenciamiento ambiental. Se solicitó al Ministerio de Minas y Energía modificación de la fecha de puesta en operación del proyecto en 4 semanas debido al accidente presentado en el desarrollo del EIA. A Septiembre 30 de 2015 se lleva una ejecución real de 25.7%.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015

 UPME 06-2014 Río Córdoba 220 kV: El proyecto atraso de 79 días hábiles al 30-Sep-15 por causas atribuibles a

factores externos a la gestión de la Empresa en el proceso de licenciamiento ambiental. Se está analizando si se suman los 103 días adicionales que ANLA en la reconsideración sobre el no Diagnostico Ambiental de Alternativas-DAA. Se están realizando los informes de diseño final de las conexiones de líneas ajustando con base en la información resultado de los estudios de suelo y topografía. A la fecha. Se está realizando el proceso de contratación para RPC de subestaciones, de esta manera al 30 de septiembre se recibieron 4 ofertas en desarrollo del proceso para contratar la construcción de la subestación. A Septiembre 30 de 2015 se lleva una ejecución real de 24.06% con un SPI del 0.99.  UPME 02-2009 – Proyecto Armenia: Fecha de Puesta en Operación el 26 de Noviembre de 2015 aprobada

mediante Resolución 40843 del 31 de julio de 2015, el retraso se debe a que se encuentran detenidas las obras en el área de Barbas Bremen y La Marcada debido a la medida preventiva interpuesta por la ANLA. Si el ANLA insiste en la modificación de la licencia, la fecha de Puesta en Operación puede desplazarse a la mitad del año 2016.

En cuanto a la subestación las obras presentan un avance en obras civiles de 100%. El montaje presenta un avance del 98%, restan las actividades de desmontaje y montaje de los equipos de comunicaciones en las subestaciones La Hermosa y La Virginia. Las pruebas presentan un 93% de avance, restando las pruebas End to End y comunicaciones una vez llegue la FO a la subestación. Se tiene 62 torres construidas, con el replanteo quedarán 78 para poder finalizar la construcción de la línea. A Septiembre 30 de 2015 el Proyecto presenta un avance del 93% con un SPI del 0.99. Este proyecto ya está generando ingresos a EEB.  UPME 05-2009 - Proyecto Tesalia: La fecha de puesta en operación aprobada es el 28 de noviembre de 2015,

sin embargo se estima que la puesta en operación se realizará el 14 de Febrero de 2016 tomando como referencia la expedición de la licencia ambiental el 14 de Octubre de 2015. El Proyecto está divido en dos tramos: 1. Subestación Tesalia, ampliación de la S/E Altamira, la línea de transmisión Tesalia – Altamira y la reconfiguración de la línea Betania – Jamondino entraron en operación el pasado 16 de diciembre de 2014. Está fase ya finalizó. 2. El segundo tramo lo constituye la línea de 202 km desde la subestación Tesalia en el Huila, hasta la subestación Alférez en Cali, la cual se encuentra en la fase de aprobación de diseños, y en la suscripción del contrato de contratista constructor de la línea de transmisión. El proceso de licenciamiento ambiental presenta 174 días de atraso respecto a la fecha programada (20 de Marzo de 2015), La Empresa radicó el día 25 de Agosto de 2015 ante la ANLA, el documento de información adicional solicitado por la ANLA en el Auto 2604 del 6 de Julio de 2015, con el fin de continuar con el proceso de evaluación ambiental de la licencia ambiental para el proyecto, nos encontramos a la espera de pronunciamiento de la autoridad. A septiembre 30 de 2015 el Proyecto presenta un avance del 85% con un SPI del 0.93.. Este proyecto ya está generando ingresos a EEB.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015

 UPME 01-2013 – Proyecto Sogamoso Norte 500kV: A la fecha se presenta una desviación del 6,0% debido a

que se encuentra pendiente la aprobación del diseño de la distribución en planta del proyecto en la subestación Sogamoso por parte de ISA, lo cual imposibilita continuar con la ingeniería de detalle. Se han realizado reuniones de socialización del proyecto en los 3 departamentos de influencia del Proyecto (Santander, Boyacá y Cundinamarca) un total de 36 visitas a municipios y 178 a veredas, esto con el objetivo de realizar los talleres de identificación de impactos y medidas de manejo ambiental como parte del plan de trabajo social del Proyecto. En el rescate arqueológico de la Subestación Nueva Esperanza se culminaron las actividades de descapote, excavación estratigráfica de 2.152,23 m2, y excavación de rasgos arqueológicos. Se iniciaron las actividades de laboratorio. A la fecha de corte se ha replanteado el 36.09% de la línea Sogamoso – Norte y el 7.21% del tramo Norte – Tequendama. Se están adelantando trabajos para la definición del trazado de línea en el municipio de Nemocón debido a la restricción por el área de protección arqueológica identificada. A Septiembre 30 de 2015 el proyecto presenta un avance del 16.8% con un SPI del 0.93.  UPME 04-2014 – Proyecto Refuerzo Suroccidente 500 kV: Se han iniciado formalmente actividades de los

contratos EPC subestaciones con “UT ALFEREZ 500”, así como las del contrato para la elaboración de estudios ambientales y diseños de líneas de transmisión con consorcio “HMV-MARTE”. El día 22 de julio de 2015 se obtuvo la licencia No. 5054, para efectuar el rescate arqueológico para la bahía de la subestación Nueva Esperanza. Se verificó conjuntamente con Ingetec, la posición de las 4 estacas que limitan el polígono de interés para el rescate. Se inició el proceso de rescate arqueológico en la S/E Nueva Esperanza. A septiembre 30 de 2015 el proyecto se encuentra en un avance del 2.04% con un SPI del 0.98, El SPI calculado corresponde a la reprogramación del cronograma, ajustado a las fechas reales del Proyecto. Está pendiente la aprobación de la línea base por la Interventoría de la UPME.

 Subestación San Fernando 230 kV - Ecopetrol: A septiembre 30 de 2015 el proyecto se encuentra en un avance

del 3.48% con un SPI del 0.98, se realiza cambio de línea base dado el atraso provocado por la declaración de desierto del proceso de contratación de estudios ambientales y diseño de líneas; debido a esto, se realizó una revisión del cronograma logrando acortar la ruta crítica mediante la reprogramación de actividades y la realización de algunas en paralelo. Asimismo, se suscribió el Contrato para la ejecución de Diseño detallado y Estudios Ambientales de la línea de transmisión con el CONSORCIO INGEDISA DESSAU ANTEA SAN FERNANDO. Se realizaron visitas de socialización del proyecto con la gerencia de EMSA (Electrificadora del Meta S.A.) con el objetivo de conocer sus expectativas respecto a la ejecución del proyecto San Fernando, así como la infraestructura y proyectos de EMSA en el área de influencia y sus experiencias desde el punto de vista social y de gestión predial en la ejecución de éstos proyectos de Transmisión. De igual manera, se logró adjudicar el contrato EPC de Subestaciones para el proyecto San Fernando.  Río Córdoba 220/110 kV UPME STR 07 – 2014: Este proyecto tendrá como estrategia unir sinergias con el

Proyecto de Río Córdoba 220 kV, haciendo que la Ingeniería y parámetros ambientales y sociales sean realizados en un mismo esfuerzo coordinado.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 A la ANLA se realizó documento con la solicitud de modificación del PMA de la subestación Río Córdoba 110 kV a Electricaribe para comentarios, el documento de modificación del PMA se radicará en Corpamag. Se incluirá como parte del alcance del proceso RPC del Proyecto Río Córdoba STN todo lo relacionado en subestaciones con este proyecto. Se adjudicó a la firma ABB la fabricación de los transformadores de potencia. A septiembre 30 de 2015 el proyecto presenta un avance del 15% con un SPI del 0.86.  Proyecto La Loma 500 kV UPME 01 – 2014: El proyecto presenta atraso de 2 meses, de lo cual 16 días hábiles

son atribuibles al ANLA y el resto a atrasos propios de EEB en la gestión de contratación de estudios ambientales. El proyecto se encuentra en la elaboración de estudios ambientales y diseño de líneas como en la elaboración de diseños de la subestación, se seleccionó como contratista de diseño de estudios ambientales y de líneas a Ecoforest y a JE Jaimes Ingenieros como EPC de Subestaciones respectivamente. Mediante Autorización N° 5241 de fecha 1-Oct-15, el ICANH dio el aval para realizar la intervención arqueológica. A septiembre 30 de 2015 el proyecto presenta un avance del 10.59% con un SPI del 0.60

2.2 DECSA – EEC

Tabla No 7 - Indicadores seleccionados EEC – DECSA 3T 2015

3T 2014

Var %

No. de clientes

283,911

273,305

3.9

Ingresos operacionales - COP Mm Utilidad operacional - COP Mm

259,814 33,935

231,580 44,320

12.2 -23.4

EBITDA YTD – COP Mm Margen EBITDA YTD- %

61,283 21.85

55,928 22.92

9.6 -4.7

Utilidad neta – COP Mm

17,401

22,693

-23.3

9.9 1.34

10.0 1.05

-1.3 27.5

11.58

15.46

-25.1

Pérdidas - % Deuda neta / EBITDA UDM EBITDA UDM / Intereses UDM

* Controlada por DECSA y en proceso de fusión con Codensa.

 Se obtuvo un EBITDA YTD equivalente a COP 61,283 millones como resultado de un margen de contribución de

COP 131,087 millones y unos costos fijos de COP 69,804, de otra parte los gastos financieros se vieron afectados en COP 6,024 millones como resultado del apalancamiento financiero obtenido por la empresa durante lo corrido del año. Adicionalmente, durante el trimestre se causó un impuesto de renta de COP 9,623 que revela el efecto correspondiente al impuesto diferido; todo lo anterior dejó como resultado una utilidad neta acumulada de COP 17,401 millones.  Se presentó un mayor EBITDA en COP 5,355 millones con respecto al alcanzado en el mismo trimestre del 2014

principalmente por mayores ingresos por venta de energía, particularmente en el Mercado Regulado. Adicionalmente, los otros ingresos fueron superiores dada la mayor venta de equipos de energía y actividades de normalización y nuevos suministros.  En el tercer trimestre visto como doce meses acumulados se observa una mejora en el margen EBITDA por COP

5,249 millones impulsada principalmente por los resultados de los meses Julio y Agosto 2015, en los cuales se registraron los mayores ingresos por venta de energía y los menores costos fijos de todo el periodo contemplado.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015  En el tercer trimestre visto como doce meses acumulados se observa una mejora del margen EBITDA por COP

4,069 millones principalmente por el aumento en los ingresos por ventas de energía y en los otros ingresos operacionales.

Avance proyectos EEC  A Septiembre 2015 se logró una ejecución del plan de inversiones del 55,3% dando mayor énfasis en los

siguientes programas:  Seguridad (Riesgos Operativos): ampliación, construcción y normalización de Subestaciones así como

también reposición de la infraestructura de media y baja tensión, mejorando con esto los índices de calidad.  Nuevos Suministros: expansión de redes y electrificación rural.  Pérdidas no técnicas: acciones relacionadas con el plan de choque para la recuperación de pérdidas de

energía, inversión que se refleja en el cumplimiento de la meta de índice de pérdidas.

2.3 TGI

Tabla N° 8 - Indicadores seleccionados de TGI 3T 2015

3T 2014

Ingresos operacionales - USD Miles Utilidad operacional - USD Miles EBITDA YTD - USD Miles Utilidad neta - USD Miles Volumen transportado – Mmpcd Capacidad contratada en firme - Mmpcd

327,186 206,854 274,582 17,458 555.3 672.0

Calificación crediticia internacional S&P Fitch Moody’s

BBB-/Negative 03/Sep/2015 BBB/Stable 27/Sep/2015 Baa3/Stable 12/Sep/2015

355,743 227,758 287,755 148,473 487.4 652.0

Var % -8.0 -9.2 -4.6 -88.2 13.9 3.1

 Los ingresos operacionales en USD al cierre del tercer trimestre presentaron una disminución del 8% comparado

con el mismo periodo del año anterior, debido principalmente: i) a la devaluación del peso colombiano en lo corrido del año, la cual afecta los ingresos en pesos colombianos (32% del total: Cargos fijos por AOM y otros ingresos operacionales) al pasarlos a dólares; y ii) una reducción de los ingresos por cargos ocasionales, puesto que este servicio TGI ya no lo presta en 2015 por razones regulatorias.  Comparada con el mismo periodo de 2014, al cierre de septiembre de 2015 la utilidad operacional decreció 9.2%, debido principalmente a un leve incremento de la depreciación de la propiedad, planta y equipo en el tercer trimestre de 2015 respecto del mismo periodo del año anterior, así como por el gasto asociado a impuesto a la riqueza.  La utilidad neta disminuyó USD 131 Millones, debido a que en 2015 se presentan mayores gastos por diferencia 1 2 en cambio , valoración de operaciones de cobertura e impuesto diferido .

1

La diferencia en cambio se originó por efecto de la mayor devaluación presentada al cierre de 3T 2015 (30.5%) respecto a la devaluación presentada al cierre del 3T de 2014 (5.3%). 2 El impuesto a las ganancias aumentó en el tercer trimestre de 2015 con respecto al mismo periodo del año anterior debido al incremento en la provisión de impuesto diferido.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 Hechos relevantes 

TGI continua con el proceso de transición a Normas Internacionales de Información Financiera

- NIIF, de

acuerdo con las disposiciones legales colombianas La fecha de emisión de los primeros estados financieros comparativos bajo las NIIF será 31 de diciembre 2015. 

Actualmente, la metodología para el cálculo de la tasa WACC para las actividades de distribución y transmisión eléctrica y para las actividades de transporte y distribución de gas natural fue expedida a través de la Resolución CREG 095 de 2015. A la fecha solo se ha expedido la tasa WACC para la actividad de distribución de gas. Las metodologías definitivas de remuneración para las actividades de Transmisión / Distribución eléctrica y para la actividad de transporte de gas natural, no se han expedido.



De acuerdo con la estructuración definida por EEB para la adquisición de la participación del 31.92% de TGI, la compañía se encuentra actualmente adelantando el proceso de fusión con IELAH, vehículo de propósito especial domiciliado en España, a través del cual The Rohatyn Group (anteriormente Citi Venture Capital - CVCI), mantenía dicha inversión, adquirida en julio de 2014 por EEB. Se espera completar este proceso en la durante el 2016.

Avance proyectos de Inversión TGI: Estado de los proyectos de expansión en Colombia – 3T 2015 Descripción

Descripción

Cusiana Fase III

Cusiana- Apiay- Ocoa Loop: Armenia / Dos Qiebradas

(USD mm)

Ampliación capacidad (Mmpcd)

(%)

Entrada en Operación

31

20

37.8%

1T 16

48

39.0

4.2%

1T 17

24

9

20.5%

2T 17

Capex

Ampliación de la capacidad de compresión mediante el suministro y puesta en operación de tres nuevas unidades El proyecto aumentará la capacidad de transporte del gasoducto Cusiana – Apiay en 32 Mpcd y del ramal Apiay – Ocoa en 7 Mpcd. Construcción Loop Armenia de 28 Km en 8” y Loop Dos Quebradas de 8 Km en 3”.

Ejecución

Para mayor detalle sobre información financiera, operacional y comercial de TGI, por favor diríjase al siguiente link. 2.4 CALIDDA Tabla N° 9 - Indicadores seleccionados de Cálidda 3T 2015 No de clientes Ingresos operacionales - USD Miles Utilidad operacional – USD Miles

3T 2014

Var %

317,387

235,274

394,838

380,368

3.8

62,723

54,936

14.2

79,933

70,889

12.8

20.2

16.0

26.7

30,567

29,171

4.8

Deuda neta / EBITDA UDM

2.7

2.8

-5.9

EBITDA UDM / Intereses UDM

6.6

6.4

3.0

EBITDA YTD – USD Miles Margen EBITDA Utilidad neta – USD Miles

34.9

N.B. Reporte Bajo IFRS 3T 2015 y 3T 2014

 Durante los primeros nueve meses del año, se conectaron cerca de 61,473 clientes, con lo cual Cálidda

alcanza más de 317,387 clientes acumulados.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015  Producto de la renegociación realizada durante el 1S 2015 de los contratos de redes internas (instalaciones

internas) y redes externas (redes de polietileno), se modificó la moneda de pago de USD a PEN. Esto significó una reducción inmediata del costos de mano de obra en más de 10%, lo cual ha generado ahorros al cierre de septiembre por USD 1.7 millones y USD 2.9 millones aproximadamente en costos de instalaciones internas y tendido de redes de polietileno, respectivamente.  A fin de julio, se culminó el proceso de licitación para construcción de redes internas, redes de polietileno y

ventas, con un resultado favorable para Cálidda. Al mes de septiembre, se lograron ahorros adicionales por USD 0.8 millones y USD 0.7 millones aproximadamente en costos de instalaciones internas y tendido de redes de polietileno, respectivamente.  Mayor EBITDA, principalmente por mayores ingresos por distribución, mayor margen por instalaciones y por

otros servicios, dando como resultado una mayor solidez financiera.  Asimismo, durante este periodo se construyeron 879 km de redes, siendo en su mayoría de polietileno (856

km), con lo cual el sistema de distribución está compuesto por 5,557 km de redes subterráneas; la red de alcance creció en 13 nuevos clientes industriales y 10 clientes nuevos en Gas Natural Vehicular. Con un sistema de distribución de 212,000 vehículos convertidos en Lima y Callao. Cálidda opera en más de 34 distritos.

Avance proyectos de inversión Cálidda:  El 80% de las inversiones ejecutadas al tercer trimestre se concentran en extensiones de red de polietileno

(USD 45 millones) y el restante USD 9.8 millones corresponden a proyectos de acero (redes).

Para mayor detalle sobre información financiera, operacional y comercial de Cálidda, por favor diríjase al siguiente link. 2.5 CONTUGAS  Al cierre de Septiembre 2015 la compañía cuenta con 35,981 clientes habilitados (con más de 38,389 ventas

residenciales realizadas y 37,692 instalaciones internas construidas). Se llevó a cabo la primera temporada de pesca (abril-junio), cuyos efectos se ven reflejados en los ingresos de la compañía; la facturación por concepto de cargos por Distribución en el periodo abril-junio ha crecido un 420%, al pasar de USD 2,15 millones acumulado a marzo a USD 9,04 Millones acumulado a junio 2015.  En Abril se cumplió con una de las obligaciones del BOOT, habilitación de 31,625 Clientes Residenciales.  Con fecha 17 de julio de 2015 se emitió la Resolución N° 036-2015-EM que aprueba las suscripción de la

Adenda del Contrato BOOT, cuyo contenido había sido determinado el 12 de septiembre de 2013 durante reuniones celebradas entre la compañía y el Estado, y que incluye los siguientes puntos:  Modificación de las definiciones de “Fecha de Cierre”, “Puesta en Operación Parcial” y “Servicio”, e

incorporar al Contrato BOOT la definición “Fecha de Inicio de Plazo del Contrato”. La fecha de inicio del contrato se entiende desde el 19 de septiembre del 2011.  Modificación de la fórmula de actualización de tarifas. – Los valores de IPMo y PPIo se estableció como valor

inicial al primer día útil del mes de enero de 2011, modificándose la referencia de Puesta en Operación Comercial. Este hecho generaría que la tarifa de distribución se incrementaría por concepto de actualización tarifaria.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015  Precisión del régimen aplicable para la Puesta en Operación Parcial y las condiciones generales de

Prestación del Servicio para la misma.  Modificaciones al Anexo 2 respecto a los consumidores iniciales. – A razón que no tenemos clientes iniciales

la modificación planteada no genera obligación o contingencia a CONTUGAS.  Modificaciones al Anexo 7 respecto a las actas de pruebas y Protocolos. – Se establecieron requisitos para

el Acta de Prueba de la POC.  Modificación del Anexo 13 “Bienes y Servicios de Producción Nacional”. – Se indicó que tres meses previos

a la POC y de la revisión de tarifas se enviará al concedente un informe de compras realizadas (Compras que superen las 50 UIT).  Se incluye el Protocolo para la POC.

Avance proyectos de inversión Contugas:  El proyecto se encuentra al 100% completado y comprende más de 340 KM de red troncal y ramales de alta

presión y más de 900 KM de redes de polietileno de baja presión. El gasoducto tendrá una capacidad superior a 300 MMPCD y se conectarán 50.000 clientes residenciales en los primeros seis años después de la puesta en operación comercial. 2.6 TRECSA Avance proyectos de inversión Trecsa: El avance general del proyecto es de 84% y una inversión acumulada al 31 de Octubre de 2015 de USD 376 millones. 7 subestaciones ya energizadas, 5 listas para energizar y 7 en construcción, un 56% de avance en construcción de líneas de transmisión y subestaciones. 340 kilómetros de líneas de transmisión. Permisos del Proyecto  91% de licencias ambientales otorgadas con respecto al diseño actual aprobado. Asimismo, el 98% de los equipos

y suministros ya se encuentran en Guatemala, lo que garantiza la disponibilidad de insumos para el cumplimiento total del proyecto. Además de tener un 76% del total de servidumbres Construcción  Líneas de transmisión: Se lleva un porcentaje de avance del (88%).  Subestaciones: 7 subestaciones ya energizadas, 5 listas para energizar y 7 en construcción; pasando por 15

departamentos, 74 municipios y 340 comunidades de Guatemala (81%). 2.7 EEBIS Guatemala Avance proyectos de inversión EEBIS Guatemala • Cementos Progreso: uno con dos bahías de transformación y el otro con dos bahías de línea (equipos de potencia, PCM´s y Comunicaciones) para la conexión de un Transformador 50MVA230/69/13.8kV y un Transformador de 50MVA230/69kV. • Línea de transmisión a doble circuito, Finca San Gabriel con el Proyecto PET (Las Cruces–Sololá). • PRIMERA FASE: construir la línea para ser energizada en 69kV en un plazo de 20 meses a partir de la firma del contrato (fecha más tardía 30 de abril 2016). Construir la obra civil de la subestación. Conexión y energización de la línea a 69kV. • SEGUNDA FASE: Suministro de equipos de la subestación a 230kV, montaje, conexión al proyecto PET-012009, pruebas y recepción de la obra por la Contratante. Plazo 18 meses.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015

Situación Actual: Se encuentra en ejecución la Primera Fase, en la etapa de Diseño.

Anillo Pacifico Sur: En el año 2013 se suscribió contrato con los ingenios para construir, operar y mantener aproximadamente 90 km de red de transporte 230 kV, 238 torres, 4 subestaciones nuevas, ampliación de 1 subestación existente y reconfiguración de 2 subestaciones: • Nueva Siquinalá-Pantaleón, circuito sencillo en estructuras de doble circuito. • Magdalena-Pacífico, doble circuito. • Nueva La Unión-Magdalena, circuito sencillo en estructuras de doble circuito. • Nueva Pantaleón-Madre Tierra, circuito sencillo en estructuras de doble circuito. • Nueva Madre Tierra-La Unión, circuito sencillo en estructuras de doble circuito. Situación Actual: Se encuentra en inicio de Obras civiles de Subestaciones y Líneas de transmisión.

Bonaire/ Genor: • S/E nueva en configuración I&M con dos bahías de transformación y una bahía de línea 230 kV. • Dos transformadores13.8/230 kV de 100 MVA cada uno. • Una línea de transmisión 230 kV de 48 km de longitud. • Y la ampliación de una bahía de línea 230 kV en la subestación Morales. Situación Actual: Pendiente de firmar acta de inicio.

Compañía Guatemalteca de Níquel CGN Elaboración de la pre-ingeniería y estudios eléctricos para la conexión de la planta CGN mediante una subestación en configuración interruptor y medio a 230kv, ubicada en el Municipio El Estor, departamento de Izabal, Guatemala Situación Actual: Se encuentra en elaboración de pre ingeniería.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 3. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS ASOCIADAS Tabla No 10 - Indicadores financieros inversiones sin control 3T 2015 Emgesa

Codensa

Gas Natural

REP USD miles

Promigas

CTM USD miles

Ingresos operacionales

2,167,541

2,715,717

1,387,426

351,409

103,527

89,105

Utilidad operacional EBITDA YTD

1,136,412 1,343,181

641,007 913,909

256,029 286,243

195,178 222,459

49,199 71,688

50,535 73,671

718,487

374,195

164,838

274,748

29,365

40,956

Utilidad neta

Tabla No 11 - Resumen de los proyectos de expansión de las empresas sin control Proyecto Quimbo Atención nueva demanda Ampliaciones sistema Ampliaciones sistema Ampliaciones concesión y nuevas Ampliaciones sistema

Empresa

Sector

EMGESA CODENSA

G electricidad D electricidad

GAS NATURAL

T + D gas natural

CTM REP

D electricidad T electricidad

PROMIGAS

T + D gas natural

País

Ejecución USD millones

En operación

382.1 83.9

4Q-15 15

Colombia Colombia Colombia

4.3

16

Peru – Guatemala Peru

28.4 15.1

15-16 15-18

Colombia

30.8

15-17

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

3.1. EMGESA Tabla No 12 - Panorámica de Emgesa al 3T 2015

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

3,059 10 Hidros y 2 térmicas 10,761 12845 Enel Energy Group 51.5% correspondiente a: 37.4% acciones ordinarias y 14.1% preferenciales sin derecho a voto

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015

Tabla No 16 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa COP Million 3T 2015

3T 2014

USD Million Var %

3T 2015

3T 2014

Var %

Ingresos operacionales

2,167,541

2,037,145

6.4

818.2

1,047.3

-21.9

Margen de Contribución Resultado de Explotación – EBITDA Margen EBITDA Trimestral - % Utilidad neta

1,485,632

1,460,983

1.7

562.1

752.1

-25.3

1,343,180

1,373,207

-2.2

508.2

706.9

-28.1

62.0

67.4

67.4

807,032

-0.1 -11.0

62.0

718,487

271.8

415.5

-0.1 -34.6

Dividendos decretados a EEB

687,630

524,522

31.1

260.2

270.0

-3.7

2.6 12.8

N.A 11.8

9.0

2.6 12.8

N.A 11.8

9.0

Deuda Neta / EBITDA LTM EBITDA / Intereses P&G

Hechos Relevantes EMGESA  16.09.2015 Se hizo efectiva la ejecutoria de la Resolución No. 1235 del 8 de septiembre de 2015 de la

Superintendencia Financiera de Colombia, mediante la cual se aprobaron las modificaciones al Programa de Emisión y Colocación de bonos ordinarios de Emgesa (el “Programa”): Renovación del plazo de vigencia de la autorización de la oferta pública de los bonos del Programa por tres (3) años adicionales, es decir hasta el 14 de septiembre de 2018; Aumento del cupo global del Programa en seiscientos cincuenta mil millones de pesos ($650.000.000.000), con lo cual el Programa alcanzará un cupo global total autorizado de tres billones setecientos quince mil millones de pesos ($3.715.000.000.000); Posibilidad de publicar de los Avisos de Oferta Pública de los Lotes posteriores al primer Lote en las ediciones impresas de diarios de amplia circulación, en sus versiones digitales (Páginas web) o en el Boletín de la BVC.  01.09.2015 informó que por solicitud de la Superintendencia Financiera de Colombia se retransmitieron los estados

financieros comparativos de marzo de 2014 contra marzo de 2015 y sus respectivas notas.  08.28.2015 aprobó la suscripción del Addendum Otrosí n° 14 al contrato de obras civiles principales del Proyecto

Hidroeléctrico El Quimbo, con el Consorcio Impregilo- OHL, relacionado con la obra denominada “Pie de Presa” por valor de $48.500 millones de pesos."  08.21.2015 cerró la negociación colectiva entre la empresa EMGESA y el sindicato SINTRAELECOL con un

acuerdo total entre las partes.  07.27.2015 cerró la etapa de arreglo directo entre la Empresa y el sindicato SINTRAELECOL sin haber llegado a

un acuerdo entre las partes.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 Avance proyectos de inversión EMGESA: Inversiones – Emgesa 3T 2015

3T 2014

Var %

Millones COP

1,192,942

620,264

92.3

Millones USD

384.80

305.78

25.8

3.2. CODENSA

Tabla No 14 - Panorámica de Emgesa al 3T 2015

Número de clientes Participación de mercado - % Demanda Codensa – Gwh Var % demanda 3T 2015 vrs 3T 2014 Índice de pérdidas (%)

2,843,512 22.9 14,996 2.4 7.2

Control

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

Participación de EEB

Tabla No 16 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa COP Million 3T 2015

3T 2014

USD Million Var %

3Q 2015

3Q 2014

Var %

Ingresos operacionales Margen de Contribución Resultado de Explotación – EBITDA Márgen EBITDA Trimestral - % Utilidad neta

2,715,717

2,559,598

6.1

1,022.5

1,047.3

-2.4

1,191,947

1,130,222

5.5

451.0

752.1

-40.0

913,909

884,268

3.4

345.8

706.9

-51.1

33.7 374,195

34.5 518,840

-2.6 -27.9

33.7 141.6

34.5 415.5

-2.6 -65.9

Dividendos decretados a EEB Deuda Neta / EBITDA LTM

378,026 91.9

330,778

14.3 -

143.0 91.9

170.3

-16.0 -

-42.5

8.8

EBITDA / Intereses P&G

8.8

N.A 15.3

N.A 15.3

-42.5

Hechos Relevantes Codensa  17.09.2015 Codensa recomendó que se sometan a consideración de la Asamblea de Accionistas, para aprobación

los documentos, en los que se basa la fusión entre Codensa S.A. ESP, EEC S.A. ESP y DECSA S.A. ESP.  17.09.2015 adjudicó al proveedor Mindshare el contrato de desarrollo de los servicios de Agencia de Medios.  17.09.2015 adjudicó al proveedor CAM Colombia el contrato de desarrollo de las operaciones comerciales en los

municipios definidos por CODENSA S.A. ESP. – en ZONA OESTE.  01.09.2015 informó que por solicitud de la Superintendencia Financiera de Colombia se retransmitieron los estados

financieros comparativos de marzo de 2014 contra marzo de 2015 y sus respectivas notas.  31.08.2015 Fitch Ratings afirmó la calificación nacional de largo plazo de Codensa S.A. E.S.P en ‘AAA(col)’ y

asignó la calificación nacional de corto plazo en ‘F1+(col)’; la perspectiva es estable. Adicionalmente.  27.07.2015 informó al mercado que se cerró la etapa de arreglo directo entre la empresa CODENSA y el sindicato

SINTRAELECOL con un acuerdo total entre las partes.  27.07.2015 aprobó la propuesta para el “Servicio de Mantenimiento, Atención de Emergencias y Obras de Redes

de Media y Baja Tensión, en la Zona Sur de Bogotá y Sabana de CODENSA S.A. E.S.P., por un periodo de tres

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 (3) años contados a partir del 1 de septiembre de 2015 y por un valor de COP 321.796.710.807, con los proveedores DELTEC y CAM.  01.07.2015 informó que el lunes 25 de mayo, los representantes del sindicato mayoritario SINTRAELECOL

realizaron la presentación del pliego de peticiones a la Empresa.

Avance proyectos de inversión EMGESA: Inversiones – Codensa 3T 2015

3T 2014

Millones COP

260,236

198,697

Millones USD

83.94

97.95

Var % 31.0 -14.30

3.3. PROMIGAS Tabla No 16- Panorámica de Promigas al 3T 2015

Número de clientes Volumen de ventas – mmpcd

11 313.7 40

Participación de mercado - % Red – km Ingresos operacionales - COP MM

2,367 108,646

Participación de EEB Gas - %

15.6

Tabla No 17- Indicadores financieros seleccionados de Promigas COP Millones 3T 2015

3T 2014

USD Millones Var %

3Q 2015

3Q 2014

108,646

109,583

-0.9

34.8

54.0

Costos de Ventas

21,755

27,482

-20.8

7.0

13.5

Utilidad operacional EBITDA Trimestral

61,205 69,878

57,019 65,871

7.3 6.1

19.6 22.4

28.1

Márgen Trimestral EBITDA (%) Utilidad neta

64.3 85,035

60.1 91,240

7.0 -6.8

64.3 27.2

60.1

Deuda neta (1) / EBITDA

5.1

3.8

36.3

5.1

3.8

EBITDA / Intereses (2)

2.8

3.7

-25.2

2.8

3.7

Ingresos operacionales

32.5 45.0

 Los ingresos operaciones disminuyen por menor ingreso facturado en el segundo trimestre a Gases del Caribe,

correspondiente al contrato de construcción del gasoducto.  Los ingresos no operacionales disminuyen por reducción en los dividendos decretados por Cálidda en el segundo

semestre del año.  Los gastos no operacionales aumentan por mayor saldo de deuda en 2015, principalmente por emisión de bonos

realizada en marzo de 2015 por un monto de COP 400.000 millones  La utilidad neta presenta reducción explicada por mayores gastos no operacionales derivados de un mayor costo

financiero.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 Hechos Relevantes Promigas  23.09.2015 BVC informó fechas ex-dividendos: la distribución de utilidades se realizara en el periodo de tiempo

comprendido entre octubre de 2015 y marzo de 2016.  22.09.2015 Promigas S.A. aprobó una reforma estatutaria con el fin de dar cumplimiento a la Circular Externa 028

de 2014 (Nuevo Código País).  22.09.2015 Proyecto de Distribución de Utilidades aprobado en reunión de Asamblea de accionistas.  13.07.2015 ANLA - Licencia Ambiental para la construcción del Loop San Mateo-Mamonal (“Loop del Sur”), lo cual

permitirá iniciar esta obra que ampliará la capacidad de transporte de gas natural de Promigas y conectará al Sistema Nacional de Transporte los yacimientos de Hocol y Canacol, los cuales contienen reservas importantes para la disponibilidad de este combustible del país. Este gasoducto tendrá una longitud de 189,5 km y requerirá inversiones por alrededor de USD 192 millones. Inversiones – Promigas Millones COP Millones USD

3T 2015

3T 2014

Var %

89,941 28.8

47,923 23.6

87.7 21.9

Avance proyectos de inversión Promigas:  Proyecto 1 – Loop del Sur: Construcción de un gasoducto desde los pozos de HOCOL hasta Mamonal de 16" de

diámetro y 190 km de longitud aproximadamente, para transportar 60 MPCD. Obra para atender a Surigas y TEBSA. Presenta un avance del 30% y una inversión estimada de COP 132,836 millones. Fecha de entrada en operación: 4T 2015.  Proyecto 2 – Hub Cartagena: Instalación de un sistema de filtración en la estación Heroica y adecuaciones en la

estación Mamonal para conectar gas que llega a Cartagena de los Gasoductos del Sur y Barranquilla. Presenta un avance del 31% y una inversión estimada de COP 33,214 millones. Fecha de entrada en operación: 4T 2015.  Proyecto 3 – CPF Hocol/Promisol: Compra de equipos que serán arrendados y transferidos al final del contrato a

Promisol. Contrato con capex de USD 48 millones a 12 años para servicios de tratamiento de gas. Presenta un avance del 109% y una inversión estimada de COP 29,696 millones con la compra de equipos que serán arrendados a Promisol. Fecha de entrada en operación: 4T 2016.  Proyecto 4 – Compresora Filadelfia: Construcción y montaje de una estación compresora en el gasoducto

Sincelejo Cartagena para aumentar la capacidad de transporte (30MPCD adicionales de Canacol), complementario al proyecto Loop del Sur. Presenta un avance del 4% y una inversión estimada de COP 20,273 millones. Fecha de entrada en operación 4T 2015  Proyecto 5 – Adecuación Compresora Sahagún: Traslado de compresores y adecuaciones en estación Heroica,

complementario al proyecto Loop del Sur. Las obras son para atender a TEBSA. Una inversión estimada de COP 17,377 millones. Presenta un avance del 15%, Fecha de entrada en operación: 4T 2015.  Proyecto 6 – Variante Sincelejo: Construcción de una variante al gasoducto troncal Mamonal Sincelejo entre km-

114+900 y el km-122+190, en 10" de diámetro y 12 km de longitud aproximadamente que permita evitar la zona urbana de Sincelejo y aumentar la presión del sistema. Este proyecto tiene una inversión estimada de COP 17,377 millones. Presenta un avance del 30%, Fecha de entrada en operación: 4T 2015.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 3.4. GAS NATURAL

Tabla N° 18– Panorámica de Gas Natural 3T 2015

Gas Natural de España

Control Participación de EEB

25%

Tabla No 19 - Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural COP Millones 3T 2015

3T 2014

USD Millones Var %

3T 2015

3T 2014

Ingresos operacionales

502,735

303,158

65.8

161.0

149.5

Costo de Ventas

347,308 81,188

222,031 90,604

56.4 -10.4

111.2 26.0

109.5 44.7

91,974 18.3

99,970 33.0

-8.0 -44.5

29.5 18.3

49.3 23.7

46,941 3.3

60,596 1.7

-22.5 87.7

15.0 3.3

29.9 0.5

15.3

7.6

101.8

15.3

20.8

Utilidad operacional EBITDA Trimestral Margen Trimestral EBITDA (%) Utilidad neta Deuda neta / EBITDA UDM EBITDA UDM / Intereses UDM

Hechos Relevantes Gas Natural  10.09.2015 Los accionistas de la Empresa aprobaron, la modificación a los artículos 32 y 74 de los estatutos

sociales en el sentido de que exista un sólo corte de cuentas a 31 de diciembre de cada año, con lo cual la redacción de los artículos en mención quedo de la siguiente forma:  “ARTÍCULO TRIGÉSIMO SEGUNDO.- CLASES DE REUNIONES. Las reuniones de la Asamblea General de Accionistas podrán ser ordinarias o extraordinarias. Las primeras se realizarán dentro de los tres primeros meses de cada año, en el domicilio social, en el día, hora y lugar que determine la Junta Directiva. Las Extraordinarias se llevarán a cabo cuando las necesidades imprevistas o urgentes de la Compañía así lo exijan. No obstante, la Asamblea General de Accionistas podrá reunirse sin previa convocatoria, en cualquier sitio, cuando esté representada la totalidad de las acciones suscritas.” Segundo. Modificar el artículo septuagésimo cuarto de los estatutos sociales, el cual, quedará así:  “ARTÍCULO SEPTUAGÉSIMO CUARTO. BALANCE GENERAL. Anualmente, el treinta y uno (31) de diciembre de cada año, se cortarán las cuentas para preparar y difundir los estados financieros de propósito general, debidamente certificados. El balance, el inventario, los libros y demás elementos justificativos de los informes, serán depositados en la oficina de administración de la sociedad con una antelación de quince (15) días hábiles al señalado para la reunión de la Asamblea, con el fin de que puedan ser examinados por los accionistas.”  20.08.2015 Fitch Afirma Calificación ‘AAA(col)’ de Gas Natural; Perspectiva Estable; ha afirmado las calificaciones nacionales de largo plazo y corto plazo de Gas Natural S.A. E.S.P (Gas Natural) en ‘AAA(col)’ y ‘F1+(col)’, respectivamente. La Perspectiva es Estable. Asimismo, ha afirmado la calificación de la emisión de Bonos Ordinarios hasta por COP 500,000 millones en ‘AAA(col)’. Como factores claves de calificación, afirma: Negocio maduro con crecimientos moderados, generación operativa robusta, perfil crediticio robusto, sólida posición de liquidez, riesgos regulatorios y de suministros moderados. Avance proyectos de inversión Gas Natural: Inversiones - Gas Natural 3T 2015

3T 2014

Var %

Millones COP

13,317

8,119

64.0

Millones USD

4.27

4.00

6.57

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 3.5. REP y CTM Perú

Tabla No 20 - Indicadores financieros seleccionados REP USD Miles 3T 2015 Ingresos operacionales Costo de ventas Utilidad operacional EBITDA YTD Margen EBITDA Utilidad neta Deuda neta (2) / EBITDA EBITDA / Intereses (3)

3T 2014

Var %

103,527 46,532

98,634 54,908

5.0 -15.3

49,199

35,606

38.2

71,688 69.2

64,298 65.2

11.5 6.2

29,365 2.1

20,674 2.2

42.0 -2.2

7.2

7.1

0.9

 REP presentó mayores ingresos producto de la actualización de la tarifa y las nuevas ampliaciones en operación.  El costo de transmisión ha disminuido en el 2015 debido a los cambios en la estimación de mantenimiento mayor y

remplazos.  Las provisiones son menores debido a la actualización de la metodología y con ello la mejora en la estimación real.  Menores gastos financieros producto de mayores gastos capitalizados por las am pliaciones 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 la ampliación 12; asimismo, el servicio de gerenciamiento de las empresas vinculadas Consorcio Transmantaro e ISA Perú.

Proyectos de inversión REP:  Ampliación 12: Amp. Transf 40MVA. Valor de la inversión USD 8.4 millones. Fecha de entrada en operación, 1T

2014  Ampliación 13: Nueva SE Pariñas 220kV, Rep. LT a 180 MVA (40 km). Valor de la inversión USD 17.2 millones.

Fecha de entrada en operación, 1T 2016  Ampliación 14: Nueva SE Reque 220 kV - Transf. Nuevo 100 MVA. Valor de la inversión USD 23.4 millones.

Fecha de entrada en operación, 2T 2015  Ampliación 15: Ampliación Capac LT 144.5 Km - Aprox 700 MVA. Valor de la inversión USD 44.6 millones Fecha

de entrada en operación, 3T 2015  Ampliación 16: Nueva SE Amarilis Repot. LT 75 MVA. Valor de la inversión USD 16.5 millones Fecha de entrada

en operación, 1T 2016.  Ampliación 17: Amp. Capac. De SSEE. Valor de la inversión USD 28.8 millones. Fecha de entrada en operación,

1T 2017.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 Tabla No 21 - Indicadores financieros seleccionados de CTM USD Miles 3T 2015

3T 2014

Var %

Ingresos Operacionales*

89,105

81,075

9.9

Costo de ventas Utilidad operacional

37,886 50,535

34,858 45,792

8.7 10.4

EBITDA YTD Margen EBITDA (%)

73,671 82.7

66,002 81.4

11.6 1.6

Utilidad neta Deuda neta (2) / EBITDA

40,956

18,490

6.1 4.3

5.1 4.5

121.5 18.0

EBITDA / Intereses (2)

-4.3

 Para CTM, El incremento se debe a la entrada en operación de los proyectos Trujillo chiclayo y MachuPicchu

Cotarus0065  El costo de transmisión se incrementa por el servicio de operación y mantenimiento de las nuevas líneas.  Con fecha 22 de julio 2015 se reportó la adjudicación de la Buena Pro a favor de ISA de la concesión del

proyecto relacionado al diseño, construcción, financiamiento, operación y mantenimiento del proyecto “Primera Etapa de la Subestación Carapongo y Enlaces de Conexión a Líneas Asociadas”, a cargo de ProInversión. Proyectos de inversión CTM:  CONCES. LT MACC-ABAY-COT: LT 421 Km. Valor de la inversión USD 107 millones Fecha de entrada en

operación, 3T 2015.  CONCESION L.T. 500 kv MANTARO – MARCONA: LT 916 Km Valor de la inversión USD 446.9 millones Fecha

de entrada en operación, 4T 2016.  CONCESION- LT LA PLANICIE –INDUSTRIALES: LT 17.3 Km. Valor de la inversión USD 51.5 millones Fecha de

entrada en operación, 3T 2016.  CONCESION- LT FRIASPATA MOLLEPATA y SE ORCOTUNA: LT 94.0 Km Nueva SE Orcotuna. Valor de la

inversión USD 52.2 millones Fecha de entrada en operación, 4T 2016.

 CTM y Ministerio de Minas del Perú

-MEM firman contrato de concesión que afianzará el suministro de

energía en la ciudad de Lima. El proyecto que consiste en el diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de la "Primera etapa de la Subestación Carapongo y enlaces de conexión a líneas asociadas", generará ingresos anuales que ascienden a los USD 6.6 millones. El MEM y CTM. firmaron el 11 de noviembre, contrato de concesión del Proyecto SGT "Primera Etapa de la Subestación Carapongo y Enlaces de Conexión a Líneas Asociadas". El proyecto fue adjudicado a ISA el pasado 22 de julio de 2015 por el Comité de ProInversión en Proyectos de Energía e Hidrocarburos – PROCONECTIVIDAD, y será ejecutado por su filial CTM. 

La nueva Subestación permitirá afianzar el suministro de energía en la ciudad de Lima, que proviene de las centrales térmicas a gas natural ubicadas en Chilca, y de las centrales hidroeléctricas de la cuenca del Río Rímac (Huinco y Callahuanca), transportando la energía desde el sistema a 500 kV. El proyecto prevé la posibilidad futura de incrementar la capacidad de transformación de la Subestación Carapongo y nuevas conexiones a 500 y 220 kV con la finalidad de atender la demanda creciente de Lima. El plazo de la concesión será de 30 años, más el plazo de construcción, que sería de 28 meses contado a partir de la fecha de cierre.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 4. ANEXOS Anexo 1: Nota legal & Aclaraciones 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. 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:  TRM al 30 de Septiembre de 2014: 2,028.48  TRM al 30 de Septiembre de 2015: 3,121.94  En las cifras presentadas se utiliza la coma (,) para separar los miles y el punto (.) para separar los decimales. Anexo 2: 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.

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 Anexo 3: Estado de resultados consolidados preliminares no auditados Septiembre 2015. Al 30 Sep

Al 30 Sep

Variación

Variación

2014

2015

Absoluta

Relativa

1,778,664

2,278,557

499,893

28.1%

Distribución de gas natural

771,323

1,018,556

247,233

32.1%

Transporte de gas natural

690,823

862,800

171,977

24.9%

Distribución de electricidad

233,364

260,115

26,751

11.5%

Transmisión de electricidad

83,154

137,085

53,932

64.9%

(1,282,904)

(1,564,035)

281,131

-21.9%

Distribución de gas natural

(698,014)

(870,475)

172,461

24.7%

Transporte de gas natural

(239,741)

(306,821)

67,080

28.0%

Distribución de electricidad

(210,219)

(233,190)

22,971

10.9%

Transmisión de electricidad

(50,447)

(71,178)

20,731

41.1%

Gastos administrativos

(93,019)

(90,370)

(2,649)

-2.8%

8,536.0

7,999.0

537.0

-6.3%

495,760

714,522

(218,762)

44.1% -22.8%

INGRESOS

COSTOS Y GASTOS

Otros ingresos (gastos), neto Resultado de las actividades operacionales

138,324

106,755

31,569

(238,254)

(353,071)

114,817.0

48.2%

Diferencia en cambio ingreso (gasto), neto

(83,410)

(261,597)

178,187

213.6%

Participación en las ganancias (perdidas) de asociadas contabilizadas por el método de participación patrimonial

469,568

702,516

(232,948)

49.6%

Ingresos financieros Gastos financieros

Ganancia (perdida) antes de impuestos

Ingreso (gasto) por impuestos Ganancia (perdida)

781,988

909,125

(127,137)

16.3%

(77,875)

(317,834)

239959.00

308.1%

704,113

591,291

112,822

-16.0%

(30,406)

(33,401)

2995.00

9.9%

673,707

557,890

115,817

-17.2%

Otro resultado integral

Ganancia (perdida) por activos financieros al valor razonable Resultado integral Ganancia (perdida), atribuible a:

La controladora Interés minoritario Otro resultado integral atribuible a: La controladora

672,719 31,394

549,728

704,113

41,563 591,291

-30,406

-33,401

122,991

-18.3%

(10,169)

32.4%

112,822

-16.0%

2,995

9.9%

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 Anexo 4: Términos técnicos y regulatorios  BLN: Billones de los Estados Unidos de América, Factor 10

9

 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: Índice 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,  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,

Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2015 Anexo 5: 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, y actualmente es parte de

los índices bursátiles COLCAP, COLEQTY y COLIR.

Electricidad

Generación

51.5%

Gas Natural

Transmisión

Distribución

100%

Transporte

51.5 % (1)

2.5%

51%

1.7%

Servicios

Distribución

15.6% (2)

100% 25%

99.97%

100%

16.2%

Colombia

100%

(3)

40%

100%

99.9% (3)

66% Peru

40%

95.3% Guatemala (4)

51%

(4)

51% Brazil

(4)

51%

(4)

51%

Fuente: EEB (1) EEB participa través del SPV DECSA (2) EEB directa e indirectamente a través de IELAH España (adicional 31,92%) (3) EEB a través de participaciones directas e indirectas. (4) Adquirido el 21 de Agosto de 2015 por ~ USD158 mm.

100%