- EEB - Transmisión - DECSA - EEC - TGI - CÁLIDDA Desempeño compañías sin control.

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1 4T 12 1 Índice Resumen ejecutivo y hechos relevantes Desempeño compañías operativas con control. - EEB - Transmisión - DECSA - EEC - TGI - CÁLIDDA Desempeño compañías sin control. - Emgesa - Codensa - Promigas - Gas natural - REP y CTM Desempeño financiero de EEB. Anexo 1: Nota legal y aclaraciones. Anexo 2: Estados financieros consolidados de EEB. Anexo 3: Panorámica de EEB. Anexo 4: Definiciones EBITDAS Desagregación del EBITDA Consolidado Ajustado UDM y trimestral. Anexo 5: Pies de página de las tablas. Anexo 6: Términos técnicos y regulatorios.

2 4T 12 2 Resumen ejecutivo y hechos relevantes. Tabla No 1 - Panorámica de los sectores eléctricos en 2012 Colombia Perú Guatemala Capacidad instalada MW 14,360 9,196 2,182 Demanda GWh 59,367 40,940 8,557 Var. % demanda 12 / Explicación var. demanda 12 / 11 Crecimiento de 6,8% de la demanda no regulada (industria y comercio). Demanda sector minero creció 20.6%. Fuentes: XM y UPME - Colombia; COES Perú; AMM -- Guatemala Crecimiento del 6,29% del PIB. Construcción y comercio lideraron el crecimiento Crecimiento del PIB del 3%. El suministro de electricidad y captación de agua en el país creció 6.8% Tabla No. 2 - Panorámica de los sectores de gas natural en 2012 Colombia Reservas probadas y probables - TPC 7.1 Demanda interna - mm pcd 857 * Variación demanda interna 12/ 11 - % 6.6 La demanda creció dos puntos porcentuales por encima del crecimiento de la economía Explicación variación demanda Demanda de gas adicional generada por las expectativas de un nuevo fenómeno de El Niño. Fuentes: UPME, CON, MEM, Osinergim * Demanda Ene 12 Oct 12 Tabla No 3 - Indicadores financieros consolidados de EEB COP Millones F 12 F 11 Var% Ingresos operacionales 1,585,105 1,421, Utilidad operacional 558, , EBITDA Consolidado ajustado trimestral 176, , EBITDA Consolidado ajustado UDM 1,279,394 1,082, EBITDA Consolidado UDM 1,279,394 1,082, Dividendos y reservas decretados a EEB 524, , Utilidad neta 690, , Dividendos y reservas decretados por EEB 319,964 - Ultima calificación deuda internacional: S&P - Sep. 12: BB+ estable Fitch - Nov 12: BBB- estable Moody s - Nov 12 Baa3 estable El crecimiento de la utilidad neta se explica, principalmente, por ( ) el aumento de los dividendos decretados a EEB en COP 187 mil millones (+46%). En 2011, compañías no controladas decretaron dividendos que correspondían al período Octubre-Diciembre 2010, mientras que en 2012, estas compañías decretaron dividendos por las utilidades totales del año 2011; ( ) un aumento de cerca de COP 8 mil millones en la utilidad operacional en el que se destacan los resultados operacionales del negocio de transmisión de electricidad y de transporte de gas natural. EEB y Grupo EEB - El la Junta Directiva de EEB tomó la decisión de designar a la doctora Sandra Stella Fonseca Arenas como nueva presidente de EEB y del Grupo Energía de Bogotá. Sandra Stella es Ingeniera Electricista de la Escuela Colombiana de Ingeniería y tiene un Master in Energy Studies de la University of Sheffield y un MBA in Industrial Management de Sheffield Hallam University en el Reino Unido. Cuenta con 18 años de experiencia en los sectores de energía y servicios públicos, en donde se destaca el cargo de Directora Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG. El período contractual de la doctora Sandra Stella terminará en febrero de 2017 y podrá ser re elegida si la Junta Directiva así lo decide. - El la Asamblea de Accionistas de EEB aprobó distribuir utilidades por COP 403,604 millones, que corresponde a un dividendo por acción de COP 43,96. Se distribuirá el 58% del total de utilidades que legalmente

3 4T 12 3 distribuibles. Para los accionistas minoritarios, los dividendos serán pagados en una sola cuota el Al Distrito Capital se le pagará en dos cuotas iguales, el 20 de junio y el 27 de noviembre de En 2012, dos de las tres calificadoras asignaron grado de inversión internacional a los bonos internacionales emitidos por EEB, impactando positivamente el universo de inversionistas que pueden adquirir los títulos. - EEB iniciará el proceso de convergencia a normas internacionales de información financiera -NIIF-. En 2013, aprobará un cronograma de actividades para adelantar la convergencia. El 2014 será un año de transición en el que la compañía presentará, para efectos comparativos, estados financieros bajo normas colombianas vigentes e internacionales. Se espera que en 2015 se presenten los primeros estados financieros bajo NIIF. Las compañías filiales del Grupo en Colombia también harán la convergencia a este estándar contable. - En el primer trimestre de 2012, EEB resultó adjudicataria de tres subastas para construir igual número de subestaciones eléctricas y sus líneas de transmisión asociadas en Colombia. El valor total de estos proyectos es cercano a los USD 140 millones. TGI - TGI realizó una exitosa operación de manejo de deuda que mejoró su perfil y redujo significativamente su costo financiero, por lo que la compañía espera ahorros anuales cercanos a los USD 28,5 millones hasta el En la CREG expidió la resolución 121 a través de la cual se resolvió el recurso de reposición interpuesto por TGI a la resolución CREG 110 de La compañía espera que el impacto pleno del nuevo marco tarifario sede en marzo de 2013 y que sus ingresos regulados se incrementen en aprox. 10%. - Dos de las tres calificadoras de crédito internacional asignaron grado de inversión a TGI (Fitch y Moody s) impactando positivamente el universo de inversionistas que pueden adquirir los títulos de TGI. EEBIS - Empresa guatemalteca subsidiaria de EEB dedicada a la prestación de servicios de consultoría y asesoría; y a la ejecución de proyectos eléctricos, fue adjudicataria en 2012 de proyectos por un valor cercano a los USD 40 millones. Se trata de obras para conectar ingenios cogeneradores al sistema de transmisión nacional. Se espera que TRECSA, también subsidiaria de EEB, ejecute las obras. EMGESA Codensa - La operación de capitalización de ENERSIS S.A., que se cerró en diciembre de 12, no afecta el alcance de los acuerdos de accionistas en Codensa y Emgesa de EEB y su nuevo socio Cono Sur Participaciones. - Emgesa modificó sus estatutos para incursionar en la comercialización de gas natural. La compañía espera ofertar gas a sus clientes no regulados a partir del Se estima que en 2017 el negocio del gas representará aprox. 2% del EBITDA. - En se constituyó Emgesa Panamá S.A., empresa que participará en el intercambio de energía eléctrica entre Colombia y Panamá. - Emgesa colocó en diciembre de 2012 bonos en el mercado colombiano por COP 500,000 millones. Los recursos serán utilizados para financiar inversiones de El Quimbo y repagar créditos inter-compañía otorgados por Codensa. Con esta emisión, el monto total del Programa de Bonos de Emgesa ascendió a COP 1.34 billones de un total autorizado de COP 1.9 billones. Tabla No 4 - Resumen de los proyectos de expansión del Grupo EEB Proyecto / Cía. País Sector Inversión USD Millones Estado En operación: La Sabana - TGI Colombia T GN 57 En planificación 2T 14 Cusiana/Apiay TGI Colombia T GN 244 En planificación 15 Sistemas regionales - TGI Colombia T GN 35 En planificación 14 ICA Perú - ConTUgas Perú T + D GN 345 En construcción 3T 13 Lima Callao - Cálidda Perú D GN -ampliación red- 460 En construcción 16 Guatemala - TRECSA Guatemala T E 377 En construcción 1T 14 Subestaciones - EEB Colombia T E 156 En planificación Ingenios - EEBIS Guatemala T E 40 En planificación 14 T: Transporte; D: Distribución; GN: Gas Natural; E: Electricidad

4 4T 12 4 TGI / Cusiana: - En entró en operación la última fase de expansión de TGI (Cusiana Fase II / +110 mmpcd). Con ello, la compañía culminó un proceso de inversiones que incrementaron su capacidad de transporte en cerca de 53%. Se espera que Cusiana Fase II genere ingresos anuales adicionales de aprox. USD 50 millones. TGI / proyectos adicionales: - La compañía proyectos adicionales de expansión en Colombia por un valor aproximado de USD 342 millones y dentro de los cuales se incluyen la Estación compresora de la Sabana, Cusiana-Apiay San Fernando y sistemas de transporte regional. ConTUgas / ICA : - Al finalizar 2012 la ejecución del proyecto fue del 70% con una inversión acumulada de USD 180 millones. - En diciembre del año pasado la compañía contaba con contratos con clientes industriales por 10.5 mm pcd. Se espera cerrar en el primer trimestre de 2013 contratos adicionales por mm pcd. La capacidad total del sistema estimada será de 351 mm pcd. - La compañía ya cuenta con 1,649 clientes residenciales y planea conectar 31,000 antes de finalizar La obligación contractual es alcanzar 50,000 residenciales 6 años después de la declaración de comercialidad que se espera se de en septiembre de La empresa desea en 2013 cerrar la contratación del financiamiento de largo plazo que utilizará para cancelar el actual crédito puente por USD 215 millones y que vence en febrero de Cálidda / Lima Callao: - El número de conexiones al finalizar el 2012 fue de 103,724, lo que representa un crecimiento de 63% frente a Cálidda espera contar con 165,000 conexiones a finales de Para alcanzar la cifra de conexiones en 2012 se invirtieron USD 95 millones, siendo la ampliación de la red principal el rubro de mayor envergadura. Otras inversiones realizadas el año pasado fueron las de tendido redes secundarias, conexiones industriales, ramales y conexiones de estaciones de servicio de gas natural vehicular. - Cálidda planea sustituir su deuda actual por valor de US$197 millones, así como financiar parcialmente el capex de 2013 y 2014 por US$123 millones, mediante la emisión de un bono en el mercado internacional de capitales bajo el formato 144A Regulación S, por un monto de hasta USD 320 millones. TRECSA / Guatemala: - La compañía inició negociaciones con bancos locales e internacionales para obtener la financiación del 50% del valor del proyecto (el fondeo del otro 50% corresponde a aportes de capital de EEB). Se espera que en marzo de 2013 finalice este proceso. EEB: - Las subestaciones de Armenia, Alférez y Tesalia registraron avances del 44.7%, 49,10% y 19%, respectivamente.

5 4T 12 5 Tabla No 5 - Indicadores financieros inversiones sin control - F 12 COP Millones USD millones Emgesa Codensa Gas Natural Promigas * REP CTM Ingresos operacionales 2,144,233 3,141,800 1,248, , Utilidad operacional 1,234, , ,594 54, EBITDA UDM 1,380,920 1,090, , , Utilidad neta 783, , , , Dividendos y reservas decretados a EEB 343,894 69,405 63,726 29, Reducciones de capital decretadas a EEB * Estados financieros individuales Tabla No 6 - Resumen de los proyectos de expansión de las empresas sin control- F 13 Proyecto Empresa Sector País Inversión USD millones En operación: Quimbo Emgesa G electricidad Colombia Inversiones en Crecimiento vegetativo y reposición de equipos Codensa D electricidad Colombia Ampliaciones concesión REP T electricidad Perú Ampliaciones concesión y nuevas CTM T electricidad Perú Ampliaciones sistema Promigas T + D gas natural Colombia Emgesa El Quimbo: - La compañía no espera retrasos en el inició de operaciones del proyecto que está programado para el En 2012 se logró concluir el diseño y las principales obras civiles del proyecto: desvío del rio Magdalena, puente río Páez y túnel de desvío. Además se obtuvo la licencia ambiental. - Construcción y diseño de obras, en la ingeniería del proyecto de la Central. Codensa - Subestaciones: - Si bien ya se recibieron los equipos de la subestación Nueva Esperanza, la ejecución de este proyecto depende de la construcción de una línea de transmisión a cargo de EPM. REP - Ampliaciones a la concesión: - En 2012 finalizó la construcción de dos ampliaciones al sistema de REP, con una inversión de USD 54 millones. - En 2012 se acordó con el gobierno peruano tres ampliaciones adicionales a la concesión por un valor estimado de USD 88 millones financiados 2013 y En octubre y noviembre del año pasado se colocaron bonos locales por un monto total de USD 80 millones destinados a sustitución de deuda y financiación de proyectos. CTM Ampliaciones a la concesión y nuevos proyectos: - En el 2012 entró en operación la línea Zapallal Trujillo (531 km), que demandó inversiones por USD 204 millones.

6 4T En 2013 CTM participará en las convocatorias de transmisión de Proinversión. Regresar al índice Desempeño compañías con control Tabla No 7 - Indicadores Transmisión EEB F 12 F 11 Var % Utilidad operacional COP millones 49,332 49, EBITDA trimestral - COP millones 15,666 14, EBITDA UDM - COP millones 65,748 64, Inversiones COP millones 28,042 9, Disponibilidad de la infraestructura - % (1) Compensación por indisponibilidad - % (2) Cumplimiento programa mantenimiento - % (3) Participación en la actividad de transmisión en Colombia - % (4) Pies de página en anexo 5 La variación en el nivel de inversiones se explica por ( ) La ejecución del proyecto UPME , concluido durante el primer semestre del año y( ) las actividades asociadas a la ejecución de los proyectos UPME , UPME y UPME Adicionalmente se han desarrollado actividades asociadas a la modernización del sistema de comunicaciones operativas. Los indicadores técnicos muestran estabilidad en la gestión operativa de la compañía manteniendo cumplimientos superiores a los impuestos regulatoriamente sin detrimento de la Compañía. Tabla N.8 Indicadores seleccionados EEC F 12 F 11 Var % No. de clientes 254, , Ingresos operacionales - COP millones 283, , Utilidad operacional - COP millones 42,460 45, EBITDA UDM COP millones 73,505 52, Utilidad neta COP millones 30,012 30, Dividendos y reservas decretados a EEB Pérdidas - %(1) 12,340 12, * Controlada por DECSA; la información que se presenta en la tabla es la de EEC. Pies de página en anexo 5 La utilidad operacional y la utilidad neta presentaron variaciones negativas en comparación con el año 2011, las cuales se vieron afectadas por la actualización e inclusión de las provisiones pensiónales efectuadas en el año 2011; estas provisiones fueron determinadas bajo el método de cálculo actuarial. El mayor gasto financiero también afectó la utilidad neta, debido a la adquisición de deudas bancarias contraídas para financiar los proyectos de inversión en remodelación de redes que actualmente se encuentra en ejecución de la compañía. La deuda tuvo un incremento importante de 1822%. En 2013 el proyecto de distribución de utilidades propone repartir un total de COP 10,804 millones, las cuales corresponden al 40% de las utilidades generadas en 2012.

7 4T 12 7 Tabla No 9 - Indicadores seleccionados de TGI F 12 F 11 Var % Ingresos operacionales - COP Millones 702, , Utilidad operacional - COP Millones 372, , EBITDA trimestral COP milllones 135, , EBITDA UDM - COP Millones 526, , Utilidad neta - COP Millones 247,680 25, Volumen transportado Mmpcd Capacidad contratada en firme - Mmpcd Calificación crediticia internacional S&P - Marzo 12: BB; positiva Fitch - Nov 12: BBB-; estable Moody s Marzo 12 Baa3 estable El ritmo de crecimiento de los resultados operacionales y del EBITDA UDM es inferior al de los ingresos, principalmente por: ( ) mayores depreciaciones por la incorporación de nuevos activos por los proyectos de expansión. Los proyectos de expansión incrementaron el nivel de activos en USD 318 millones; ( ) mayores costos de personal y de gas combustible por la operación directa de las compresoras; ( ) mayor pago de seguros por el incremento de los activos y por un incremento en el valor de la prima asociado a la ola invernal; ( ) mayores gastos administrativos asociados a la operación de manejo de deuda realizada en 2012 (comisiones banca de inversión; y honorarios de las calificadoras de riesgo y de las firmas de abogados). Es importante anotar que los gastos asociados a la operación de manejo de deuda son un costo importante y puntual que la compañía no espera asumir en El crecimiento del EBITDA trimestral refleja el impacto del ingreso en operación de la Fase II de Cusiana. El crecimiento de la utilidad neta se explica por: ( ) el positivo comportamiento de la utilidad operacional; ( ) en mayor medida, por el incremento de la diferencia en cambio cuyo valor aumentó por el impacto de la revaluación del peso sobre la deuda contratada en USD y; ( ) menores costos financieros derivados de una operación de manejo de deuda realizada en marzo del año pasado. Tabla No 10 - Indicadores seleccionados de Cálidda F 12 F 11 Var % No de clientes 103,724 64, Ingresos operacionales - USD Miles 370, , Utilidad operacional USD Miles 48,080 45, EBITDA trimestral USD Miles N.A N.A EBITDA UDM USD Miles (1) 64,448 59, Utilidad neta USD Miles 26,500 25, Los ingresos crecen principalmente por la ampliación de la red y las nuevas conexiones a clientes los cuales a su vez han generado mayores costos de servicios de instalación y costos de administración. La compañía espera finalizar el 2013 con 165,000 conexiones. Regresar al índice

8 4T 12 8 Desempeño compañías sin control Tabla No 11 - Panorámica de Emgesa al F 12 Capacidad instalada - MW 2,915 Composición de la capacidad 10 Hidros y 2 térmicas Generación - Gwh 13,294 Ventas - Gwh 16,304 Ingresos operacionales - COP Millones 2,144,233 EBITDA UDM - COP Millones 1,380,920 Control Endesa de España Participación de EEB 51.5% % ordinarias; 14.1% preferenciales sin derecho a voto La producción y las ventas crecieron gracias al aumento de las lluvias. Se observa un crecimiento de ventas a través de contratos muy superior al crecimiento a través del mercado spot. Emgesa vendió el 70% de su generación a través de contratos cuya duración oscila entre uno y dos años. Tabla No 12 Inversiones F 12 F 11 Var % Millones COP 646, , Millones USD El incremento de las inversiones se relaciona con las inversiones asociadas a la construcción de El Quimbo. Tabla No 13 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa COP Millones Var USD Millones F 12 F 11 % F 12 F 11 Ingresos operacionales 2,144,233 1,899, Costo de ventas -880, , Gastos administrativos -29,507-29, Utilidad operacional 1,234,196 1,104, EBITDA UDM (1) 1,380,920 1,256, Utilidad neta 783, , Dividendos y reservas decretados a EEB 343,894 80, Reducciones de capital a EEB Deuda neta (2) / EBITDA EBITDA / Intereses (3) Pies de página en anexo 5

9 4T 12 9 El aumento en el costo de ventas se explica por mayores costos por combustible derivados de la operación de la generadora térmica Termocartagena. Esto se dio en cumplimiento de disposiciones regulatorias sobre la seguridad en la generación de las centrales térmicas en el país y al incremento en los gastos de personal en áreas de producción. Durante el 2012, Emgesa reestructuró su deuda, obteniendo reducciones importantes en el costo financieros y mayores plazos. De otra parte, aumentó su nivel de endeudamientos para financiar parte de las inversiones de El Quimbo. El resultado financiero neto se benefició del menor saldo promedio de deuda durante el año y las mejores tasas de colocación de los excedentes de caja Los menores dividendos decretados a EEB en 2011 se explican porque a finales de 2010 la compañía decretó dividendos con base un corte anticipado de estados financieros - enero a septiembre -. Por lo anterior, los dividendos decretados en 2011 corresponden al período octubre a diciembre de Por su parte, los dividendos decretados en 2012 corresponden a las utilidades de todo el El la Asamblea de Accionistas aprobó distribuir utilidades por COP 783,529 millones. De este valor a EEB le corresponden COP 404,850 millones que serán pagados durante 2013/14. Tabla No 14 - Panorámica de Codensa al F 12 Número de clientes 2,587,848 Participación de mercado - % 23.3 Demanda Codensa Gwh 13,829 Var % demanda de Codensa F 12 / F Ingresos operacionales - COP Millones 3,141,800 EBITDA UDM - COP Millones 1,090,892 Control Endesa de España Participación EEB 51.5% (36.4% ordinarias; 15.1% preferenciales sin derecho a voto) La demanda en la zona de codensa creció a un ritmo inferior en comparación la nacional. La zona de influencia de Codensa es la que mayor peso industrial tiene en el país y la industria apenas creció en 2012 (0.7%). Por su parte, la demanda nacional se vió favorecida por la industria minera y petrólera en la región Caribe y Oriental. Tabla No 15 Inversiones F 12 F 11 Var % Millones COP 241, , Millones USD Las inversiones en 2012 se canalizaron, principalmente, a la atención a nuevos clientes, la repotenciación de circuitos y ampliación de capacidad de subestaciones. En 2011 se construyó la subestación Nueva Esperanza lo que explica el descenso en la inversión entre 2011 y 2012.

10 4T Tabla No 16 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa COP Millones USD Millones F 12 F 11 Var % F 12 F 11 Ingresos operacionales 3,141,800 2,986, , ,537.1 Costo de ventas -2,236,531-2,187, , ,126.0 Gastos administrativos -76,768-75, Utilidad operacional 828, , EBITDA UDM 1,090, , Utilidad neta 510, , Dividendos y reservas decretados a EEB 69, , Reducciones de capital Deuda neta (1) / EBITDA EBITDA / Intereses (2) Píes de página en anexo 5 Los ingresos operacionales crecieron por un incremento del número de clientes y al crecimiento de la demanda en la zona de influencia de Codensa al ritmo de una tasa anual media de 1.32%. El costo de ventas creció a una tasa moderada como resultado de mayores compras de energía a través de contratos para atender la mayor demanda de energía. Los menores dividendos en 2012 se explican por un corte anticipado de estados financieros de enero a septiembre de Por esta razón, en 2012, las utilidades distribuidas corresponden a los resultados de tres meses (Octubre- Diciembre). El la Asamblea de Accionistas aprobó distribuir utilidades de COP 510,992 millones. A EEB le corresponden COP 264,915 millones que serán pagados durante 2013/14. Tabla No 17 - Panorámica de Promigas al F 12 Número de clientes 1,419,521 Volumen de ventas - mmpcd 388 Participación de mercado - % 39.9 Red - km 532 Ingresos operacionales - COP Millones 246,205 EBITDA UDM - COP Millones 107,508 Control Participación de EEB - % 15.6 Tabla No 18 Inversiones Promigas F 12 F 11 Var % COP Miles de millones 121,112 45, USD Millones Tabla No 19 - Indicadores financieros seleccionados de Promigas* COP Millones USD Millones F 12 F 11 Var % F 12 F 11 Ingresos operacionales 246, , Costo de ventas -125, , Gastos administrativos -66,046-55, Utilidad neta 240, , Dividendos y reservas decretados a EEB 29,089 33, Reducciones de capital a EEB Deuda neta (1) / EBITDA N.A. 4.6 N.A. N.A. 4.6 EBITDA / Intereses (2) N.A. 3.9 N.A. N.A. 3.9 Píes de página en anexo 5 *Estados Financieros Individuales Promigas

11 4T Los ingresos crecen básicamente por una indemnización por el daño de gasoducto que fue incluido COP millones El costo de venta se incrementó por mayores costos de mantenimiento por la emergencia de gasoducto en Barranquilla. Tabla No 20 - Panorámica de Gas Natural al F 12 No de clientes 1,843,154 Volumen de ventas - mmpcd 1,470 Participación de mercado - % ND Red - km 12,656 Ingresos operacionales - COP millones 1,248,613 EBITDA UDM - COP millones 362,433 Control Gas Natural de España Participación de EEB 25% Tabla No 21 Inversiones F 12 F 11 Var % COP Millones 39,751 23, USD Millones Tabla No 22 - Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural COP Millones USD Millones F 12 F 11 Var % F 12 F 11 Ingresos operacionales 1,248,613 1,101, Costo de ventas -809, , Gastos administrativos -111, , Utilidad operacional 327, , EBITDA UDM 362, , Utilidad neta 249, , Dividendos y reservas decretados a EEB 63,726 17, Reducciones de capital a EEB Deuda neta (1) / EBITDA EBITDA / Intereses (2) Píes de página en anexo 5 Un mayor ingreso operacional es producto de mayores ventas de gas dadas por mayor volumen y por precio. El costo de ventas se incrementó principalmente por mayores costos de suministro y transporte de gas.

12 4T El resultado después de impuestos presenta una reducción como consecuencia de un incremento en comisiones y gastos bancarios derivados principalmente por la estructuración del proceso de emisión de bonos y el mayor gasto por diferencia en cambio. La Superintendencia Financiera de Colombia autorizó la emisión de bonos por COP 500,000 millones cuyo destino es la refinanciación de pasivos financieros y/o hasta el 100% para capital de trabajo. El se realizó la oferta del primer lote bajo la modalidad de subasta, por un monto de COP 300,000 millones, colocados exitosamente en plazos de cinco y siete años. Gas Natural decretó a EEB en 2010 dividendos extraordinarios por el valor de COP 47,437 millones, razón por la cual en 2012 el decretó a EEB fue de COP 17,594 millones correspondiente a últimos meses de Los dividendos de 2012 corresponden a las utilidades del período año corrido En marzo la Asamblea de Accionistas de la compañía aprobó distribuir COP 254 mil millones. De este valor a EEB le corresponden COP 63 mil millones. Tabla No 23 - Panorámica de REP CTM al F 12 REP CTM Red km 6,230 2,245 Voltaje kv 220, ,138,500 Control ISA Colombia Participación accionaria de EEB - % 40 Tabla No 24 - Indicadores financieros seleccionados de REP USD Millones F 12 F 11 Var % Ingresos operacionales Costo de ventas Utilidad operacional EBITDA UDM Utilidad neta Dividendos decretados a EEB Reducciones de capital a EEB Deuda neta (2) / EBITDA EBITDA / Intereses (3) Píes de página en anexo 5 El crecimiento de la Utilidad operacional se explica, principalmente, por ( ) el ingreso en operación en 2012 de dos ampliaciones a la concesión y; ( ) por efecto de NIIF. Tabla No 25 - Indicadores financieros seleccionados de CTM USD Millones F 12 F 11 Var % Ingresos operacionales Costo de ventas Utilidad operacional EBITDA UDM Utilidad neta Dividendos decretados a EEB Reducciones de capital a EEB Deuda neta (1) / EBITDA EBITDA / Intereses (2) Píes de página en anexo 5 La utilidad neta de CTM ascendió a USD 14,401 mil, inferior a la registrada en similar período del año anterior (USD 17,596 mil) principalmente por un incremento en gastos por intereses. La compañía durante el 2012 ha realizado mayor inversión y por consiguiente ha requerido de mayor financiamiento Regresar al índice

13 4T Desempeño financiero de EEB Tabla No 26 - Resultados consolidados EEB Millones COP Variación Millones USD F 12 F 11 % F 12 F 11 Ingresos Operacionales (1) 1,585,105 1,421, Transmisión de energía 104, , Distribución de energía 283, , Transporte de gas natural 702, , Distribución de gas natural 494, , Costo de ventas (2) -823, , Transmisión de energía -45,422-43, Distribución de energía -201, , Transporte de gas natural -252, , Distribución de gas natural -324, , Utilidad bruta 761, , Gastos Operacionales -202, , Transmisión de energía (3) -7,455-6, Distribución de energía -39,607-26, Transporte de gas natural -52,209-39, Distribución de gas natural -103,636-94, Utilidad Operacional 558, , Dividendos (4) 524, , Intereses inversiones temp. y pat. autónomos (5) 60,957 51, Diferencia en cambio neta (6) 219,365-28, Valoración neta de coberturas (7) -50,767-66, Otros ingresos (8) 73,172 52, Gastos no operacionales (9) -146, , Gastos financieros -324, , Otros gastos -11,234-7, Utilidad antes de impuestos e interés minoritario 881, , Interés minoritario (10) -116,557-46, Impuesto de renta -74,432-57, Utilidad neta 690, , Píes de página en anexo 5 La utilidad operacional crece a un menor ritmo en comparación con los ingresos operacionales por un aumento en los costos de transporte y distribución de gas natural, principalmente por ( ) mantenimiento y reparación de la red principal de Cálidda; ( ) mayores inversiones en conexiones e instalaciones de Cálidda y Contugas por conexiones de nuevos clientes; ( ) mayores costos de operación, mantenimiento y compras de gas combustible de TGI; ( ) gastos administrativos asociados a la operación de manejo de deuda realizada por TGI (comisiones banca de inversión; y honorarios de las calificadoras de riesgo y de las firmas de abogados). Los gastos asociados a la operación de manejo de deuda son un costo importante y puntual que la compañía espera no asumir en El crecimiento de la utilidad neta se explica, principalmente, por ( ) el comportamiento positivo de la utilidad operacional, principalmente el de los negocios de transmisión de electricidad y transporte de gas natural; ( ) por los mayores dividendos decretados a EEB. En 2011, las compañías no controladas decretaron dividendos que correspondían al período Octubre-Diciembre 2010, mientras que en 2012 lo hicieron con base en el ejercicio de todo el 2011; ( ) la diferencia en cambio también impactó positivamente la utilidad neta al pasar de un valor negativo en 2011 a un valor importante y positivo en Este comportamiento se explica por el impacto de la revaluación del peso en la valoración de la deuda contratada en moneda extranjera y; ( ) los menores gastos financieros derivados de la operaciones de manejo de deuda realizadas por EEB y TGI.

14 4T Tabla No 27 - Indicadores financieros de EEB Millones COP Millones USD F 12 F 11 Var % F 12 F 11 EBITDA Consolidado ajustado trimestral 176, , EBITDA Consolidado ajustado UDM 1,279,394 1,082, EBITDA Consolidado UDM 1,279,394 1,082, Margen EBITDA Consolidado % (1) Deuda neta (2) / EBITDA Consolidado Ajustado UDM OM: < EBITDA Consolidado Ajustado UDM / Intereses (3) OM: > Píes de página en anexo 5 NOTA: en concordancia con las definiciones del contrato de las notas emitidas 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. El incremento del EBITDA UDM se explica por el incremento de la Utilidad operacional y, en mayor medida, por el aumento en los dividendos decretados. El apalancamiento bajó del 2.24 al 1.88 a pesar del desembolso de deuda en Contugas por valor de USD 106 millones, por: ( ) el aumento más que proporcional del EBITDA Consolidado; ( ) por un menor saldo de la deuda gracias al efecto de la tasa de cambio (durante el 2012 el peso colombiano se revaluó 9% respecto del dólar). El indicador de cobertura de intereses mejoró gracias a: ( ) el incremento del EBITDA; ( ) menores gastos financieros por las operaciones de manejo de deuda y por la revaluación del peso. Tabla No 28 - Estructura de la deuda consolidada de EEB F 12 Part. F 11 Part. F 12 F 11 COP Millones % COP Millones % Millones USD Millones USD Deuda financiera en COP 89, , Deuda financiera en USD 2,975, ,161, , ,627.4 Operaciones de Cobertura 240, , Total deuda financiera 3,305, ,573, , ,839.2

15 4T En relación con la deuda total contratada su saldo en pesos se redujo 7.5% (COP 268,042 millones) consecuencia de: ( ) amortizaciones de la deuda por COP 123,622 millones y; ( ) reducción del saldo de la deuda en dólares como consecuencia de la revaluación de 9%. En dólares el saldo de la deuda total se incrementó en USD 30 MM lo cual corresponde al neto de amortizaciones y desembolsos efectuados por las empresas del Grupo.

16 4T 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. 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: -4T 12: 1, COP/USD -4T 11: 1,942.7 COP/USD En las cifras presentadas se utiliza la coma (,) para separar los miles y el punto (.) para separar los decimales.

17 4T Anexo 2: Estados financieros consolidados de EEB e individuales: Regresar al índice

18 4T Anexo 3: 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 %. Al estar la acción de EEB inscrita en el mercado público de Colombia, se rige por estándares internacionales de gobierno corporativo. 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. EEB tiene una estrategia de expansión focalizada en el transporte y distribución de energía en Colombia y en otros países de la región. El Grupo Empresa de Energía de Bogotá es uno de los principales emisores colombianos. Desde 2009, la acción de EEB se transa en el mercado público de valores de Colombia. En noviembre de 2011 la compañía realizó una emisión primaria de acciones en el mercado de valores de Colombia por un valor aproximado de USD 400 millones. En octubre de 2007, EEB y TGI realizaron una emisión de bonos corporativos en el mercado 144A / R S por USD 1.36 billones (miles de millones). Entre finales de 2011 y comienzos de 2012, las dos compañías realizaron operaciones de manejo de deuda sobre sus bonos que les permitieron ampliar su plazo, reducir su costo y mejorar la calificación crediticia. Desde el 1 de febrero de 2013, EEB hace parte de la canasta de acciones del índice COLCAP, el cual incluye las 20 especies con mayor bursatilidad en el mercado colombiano. Regresar al índice

19 4T Anexo 4: Definiciones EBITDAS. Desagregación del EBITDA Consolidado Ajustado UDM y trimestral. 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. UDM COP Millones Variación USD Millones F 12 F 11 % F 12 F 11 Ingresos Operacionales 1,585,104 1,421, Costos Operacionales -823, , Gastos Operacionales -202, , Depreciación operacional 105, , Amortización operacional 46,539 49, Impuestos operacionales 4,522 32, Dividendos e intereses ganados 585, , Intereses patrimonio autónomo -18,191-11, Gastos administración -168, , Pensiones jubilación 39,527 29, Amortizaciones 31,691 11, Depreciaciones 5,353 1, Provisiones 23,311 16, Impuestos 65,950 58, Reducciones de capital - - EBITDA Consolidado Ajustado 1,279,394 1,082, Trimestral consolidado COP Millones Variación USD Millones 4T 12 4T 11 % 4T 12 4T 11 Utilidad operacional 142, , Depreciación operacional 29,268 28, Amortización operacional 12,096 13, Impuestos operacionales 1,151 4, Dividendos e intereses ganados 16, , Intereses patrimonio autónomo -4,903-3, Gastos administración -76,567-67, Pensiones jubilación 14,934 7, Amortizaciones 13,631 1, Depreciaciones 1, Provisiones 13,454 7, Impuestos 13,757 32, EBITDA 176, , Regresar al índice

20 4T Anexo 5: Pies de página de las tablas y graficas. Tabla 7 - 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. Tabla 8 - Indicadores seleccionados EEC - DECSA (1) Se trata de las pérdidas técnicas Regresar a la tabla Regresar a la tabla Tabla 13 - 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. Regresar a la tabla Tabla 16 - 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. Regresar a la tabla Tabla 19 Indicadores financieros seleccionados de Promigas (1) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (2) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Regresar a la tabla Tabla 22 Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural (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. Regresar a la tabla Tabla 24 Indicadores financieros seleccionados de REP (1) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (2) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Regresar a la tabla Tabla 25 Indicadores financieros seleccionados de CTM (1) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (2) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Regresar a la tabla

21 4T Tabla 26 - Resultados financieros consolidados EEB (1) Son los ingresos operacionales por el servicio de transmisión de energía que presta directamente EEB y los servicios de transporte y distribución de gas natural de TGI, Cálidda y Contugas. 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 de energía que presta directamente EEB y los servicios de transporte y distribución de gas natural de TGI, Cálidda y Contugas. También incluye los costos por 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 de energía es operada directamente por EEB, por ello, se asignan gastos administrativos a gastos operacionales, por el sistema ABC. (4) Corresponde a los dividendos decretados por las compañías no controladas (EMGESA, CODENSA, GAS NATURAL, PROMIGAS, EMSA, ISA e ISAGEN), principalmente. (5) Corresponde a los intereses por inversiones temporales e ingresos financieros generados por los patrimonios autónomos de pensiones. (6) Es la utilidad o pérdida neta por efecto de la variación en la tasa de cambio y su impacto en los activos y pasivos nominados en moneda extranjera. (7) Refleja el efecto de la valoración de las coberturas contratadas por EEB y TGI para reducir el riesgo cambiario. (8) Corresponde a ingresos por recuperaciones de provisiones y gastos, además, incluye los arrendamientos. (9) Son los gastos que no están relacionados con las actividades operacionales. (10) Incluye la proporción de las utilidades netas de las empresas controladas por EEB, que le corresponde a los inversionistas minoritarios. Regresar a la tabla Tabla 27 - Indicadores financieros de EEB (1) Son los ingresos operacionales por el servicio de transmisión de energía que presta directamente EEB y los servicios de transporte y distribución de gas natural de TGI, Cálidda y Contugas. 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 de energía que presta directamente EEB y los servicios de transporte y distribución de gas natural de TGI, Cálidda y Contugas. También incluye los costos por 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 de energía es operada directamente por EEB, por ello, se asignan gastos administrativos a gastos operacionales, por el sistema ABC. (4) Corresponde a los dividendos decretados por las compañías no controladas (EMGESA, CODENSA, GAS NATURAL, PROMIGAS, EMSA, ISA e ISAGEN), principalmente. (5) Corresponde a los intereses por inversiones temporales e ingresos financieros generados por los patrimonios autónomos de pensiones. (6) Es la utilidad o pérdida neta por efecto de la variación en la tasa de cambio y su impacto en los activos y pasivos nominados en moneda extranjera. (7) Refleja el efecto de la valoración de las coberturas contratadas por EEB y TGI para reducir el riesgo cambiario. (8) Corresponde a ingresos por recuperaciones de provisiones y gastos, además, incluye los arrendamientos. (9) Son los gastos que no están relacionados con las actividades operacionales. (10) Incluye la proporción de las utilidades netas de las empresas controladas por EEB, que le corresponde a los inversionistas minoritarios. Regresar a la tabla Regresar al índice

22 4T Anexo 6: 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: 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, 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, Regresar al índice