Informe para Inversionistas Tercer Trimestre 2014

Transcripción

1 Bogotá D.C., Noviembre 6 de 2014 TABLA DE CONTENIDO 1. RESUMEN EJECUTIVO Y HECHOS RELEVANTES Panorámica sectores eléctrico y de gas natural atendidos Resumen de los resultados financieros de EEB 3T Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá DESEMPEÑO FINANCIERO GRUPO ENERGÍA DE BOGOTÁ DESEMPEÑO COMPAÑÍAS CON CONTROL DECSA EEC TGI CALIDDA CONTUGAS TRECSA EEBIS Guatemala y Perú DESEMPEÑO COMPAÑÍAS SIN CONTROL EMGESA CODENSA PROMIGAS GAS NATURAL REP y CTM Perú...26 Anexo 1: Nota legal...29 Anexo 2: Aclaraciones...29 Anexo 3: Definiciones de los EBITDAS incluidos en este informe...29 Anexo 4: Estado de resultados consolidados y EBITDA Ajustado UDM y trimestral...30 Anexo 5: Estados financieros consolidados de EEB e individuales:...31 Anexo 6: Términos técnicos y regulatorios...31 Anexo 7: Pies de página de las tablas y gráficas...32 Anexo 8: Panorámica de la compañía controlante EEB...34

2 1. RESUMEN EJECUTIVO Y HECHOS RELEVANTES 1.1 Panorámica sectores eléctrico y de gas natural atendidos Tabla N 1 - Panorámica de los sectores eléctricos al 3T 14 Colombia Perú Guatemala Capacidad instalada MW 14,700 ND 2,979 Demanda GWh 16,277 3,491 2,393 Variación demanda 3T 14 / 3T 13 - % Dos plantas de energía empezaron operaciones: (i) el parque Eólico Marcona (Ica) a finales de Se presentó un abril/2014 con una crecimiento del capacidad instalada de 32 mercado regulado y MW.; y (ii) la central Crecimiento de no regulado. Así hidroeléctrica Huanza, la la Explicación variación mismo la explotación cual empezó a producir al Economía y demanda 3T 14 / 3T 13 de minas y canteras 100% de su capacidad en crecimiento creció 21,8%, siendo Mayo/2014. La poblacional. el segundo rubro con hidroeléctrica Huanza mayor crecimiento. pertenece a Egehuanza, una subsidiaria de Compañía de Minas Buenaventura y provee 90,6 MW al sistema. Fuentes: XM, UPME, COES Perú, AMM Guatemala * Valor extraído de la Estadística anual del COES del año Tabla N 2 - Panorámica de los sectores de gas natural al 3T 14 Colombia Reservas probadas y probables TPC (2012) Demanda interna 1,007 GBTUD 1,142 MMPCD Variación demanda interna 3T 14/ 3T 13 - % Explicación variación demanda Fuentes: UPME, CON, MEM, Osinergim, Concentra. *Demanda promedio de gas durante 4T La demanda total se incrementó por el crecimiento de la demanda interna, principalmente en el consumo de Gas Natural Vehicular-GNV y por generación térmica. En lo que respecta al consumo de GNV, su crecimiento se debe a que las empresas del sector han impulsado la conversión de vehículos de gasolina a gas natural. El consumo termoeléctrico, el cual experimentó un incremento leve del 3.7%, se debió principalmente a la baja probabilidad de ocurrencia del fenómeno de El Niño para el tercer trimestre, elevando en menor medida el consumo de este sector. Perú La variación de la demanda se debe principalmente al menor gas que está siendo exportado, aun cuando el consumo interno, especialmente el consumo por las generadoras eléctricas, sí ha tenido un aumento de aprox. 27MMPCD.

3 1.2 Resumen de los resultados financieros de EEB 3T 2014 Tabla N 3 - Indicadores financieros consolidados de EEB COP Millones Al 3T 14 Al 3T 13 Ingresos operacionales 1,708,003 1,451,107 Utilidad operacional 610, ,747 EBITDA Consolidado ajustado Trimestral 255, ,733 EBITDA Consolidado ajustado UDM 1,976,886 1,668,543 Dividendos y reservas decretados a EEB 892, ,853 Utilidad neta 936, ,297 Dividendos y reservas decretados por EEB 590, ,604 Ultima calificación deuda externa L/P: S&P Agosto 14 BBB-; estable Fitch Octubre 14 BBB; estable Moody s - Agosto 14 Baa3; positivo El Grupo Energía de Bogotá reportó sus resultados financieros netos al tercer trimestre de 2014, los cuales crecieron 19.4% en comparación con el mismo período del 2013, al alcanzar COP 936,690 millones, en tanto que la utilidad operacional se incrementó en un 14%, totalizando COP 610,649 millones. El negocio de transporte de gas natural en Colombia, operado por Transportadora de Gas Internacional S.A. ESP (TGI), continúa liderando los resultados con un 68% de aporte a la generación de utilidad operacional, seguido por el negocio de distribución de gas natural en Perú, con una contribución del 30%. Por su parte, los segmentos de negocio de crecimiento más dinámico fueron distribución de gas natural en Perú, con el equivalente a COP 22,865 millones (+49%), y la distribución de electricidad en Colombia, con COP 6,365 millones (+21.6%). El resultado no operacional creció en un 35% en comparación con los primeros nueve meses de 2013, principalmente por un crecimiento del 11.6% de los dividendos decretados por las compañías no controladas. Por su parte, la utilidad por diferencia en cambio (efecto contable) se redujo en un 45.8% frente al mismo período de 2013, fenómeno explicado por la reexpresión en pesos colombianos de las posiciones activas y pasivas denominadas en dólares y por los fenómenos de devaluación durante el período reportado. El EBITDA UDM a septiembre de 2014 alcanzó COP 1.9 billones lo que representa un crecimiento del 18.5% frente al mismo período de El EBITDA YTD por su parte logró COP 1.6 billones lo que representa un crecimiento del 13.5% frente al EBITDA YTD del Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá En desarrollo de la transacción de compra de la participación del 31.92% de propiedad The Rohatyn Group (antes CVCI) en TGI anunciada el 4 de abril de 2014, EEB constituyó la sociedad Transportadora de Gas Iberoamericana S.L. (TGISL), con domicilio en Madrid, España. La compañía fue constituida con un capital social inicial de DOSCIENTOS NOVENTA Y TRES MIL NOVESCIENTOS TREINTA Y CINCO EUROS ( ) EEB cierra la adquisición del 31.92% de TGI por valor de USD 880 millones, a través de su vehículo de propósito especial TGISL, quien adquirió el 100% de Inversiones en Energía Latino América Holdings, S.L.U. (IELAH), sociedad poseedora del 31.92% de las acciones de TGI. Con esta adquisición, EEB incrementa su participación accionaria directa e indirecta en TGI hasta un total de 99.97%. Para este efecto, el 26 de junio de 2014 EEB capitalizó en USD 264 millones a TGISL. A este aporte de capital se suman USD 616 millones en créditos de corto plazo inter-compañía, obtenidos por TGISL, para completar el valor total de transacción de USD 880 millones.

4 Se presentó el avance del proyecto de implementación de las NIIF a la Junta Directiva y ésta autorizó a la administración para reportar el balance preliminar de apertura a 1 de enero de 2014 de acuerdo con lo establecido por la Ley 1314 de 2009, el Decreto 2784 del 2012 y las Resoluciones y Circulares emitidas por la Superintendencia de Servicios Públicos y la Superintendencia Financiera de Colombia La Transportadora de Energía de Centroamérica -TRECSA, filial del Grupo Energía de Bogotá, recibió el desembolso de un crédito por USD 87 millones otorgado por Citibank Guatemala con plazo a un año. Estos recursos serán destinados a financiar las inversiones del período relacionadas con la ejecución del proyecto PET , cuyo propósito es la construcción de cerca de 850 kilómetros (km) de líneas de transmisión de alta tensión y 12 nuevas subestaciones, así como la ampliación de 12 subestaciones existentes EEB en su calidad de socio único de la sociedad TGISL, quien a su vez es socio único de IELAH, informó que el 12 de agosto de 2014 los socios únicos de las citadas sociedades aprobaron la fusión por absorción inversa entre la sociedad IELAH, como sociedad absorbente, y su socio único, TGISL, como sociedad absorbida. Como consecuencia de la referida operación, IELAH se subrogará en la posición de TGISL, que se extinguirá sin liquidación, transfiriendo por sucesión universal todos sus activos y pasivos, a su filial íntegramente participada, IELAH. De acuerdo con lo anterior, el 19 de agosto de 2014 fue otorgada la escritura de fusión y presentada en el Registro Mercantil de Madrid para inscripción, por lo que esta fecha será la que se tenga como oficial para todos los efectos legales La calificación de riesgo asignada por Moody s a EEB, casa matriz del Grupo Energía de Bogotá, fue ratificada como grado de inversión en la nota Baa3, al tiempo que su perspectiva fue elevada desde estable a positiva. Esta mejora refleja la expectativa de una ejecución disciplinada en el actual plan de inversiones , valorado en USD 7.5 billones, y anticipa una financiación prudente en sus futuras inversiones de crecimiento. Moody s resaltó la adecuada estructura de capital de la Empresa, que considera la utilización de deuda al nivel de las subsidiarias, fondos propios y recursos provenientes de socios, permitiéndole de esta manera mantener métricas crediticias de largo plazo ajustadas a niveles de grado de inversión. De igual forma, la calificadora reconoce la fortaleza del Grupo gracias al constante flujo de dividendos de compañías no controladas y al moderado endeudamiento de EEB y de sus filiales controladas. Adicionalmente, resalta que en el corto plazo puede ocurrir una mejora en la calificación una vez se completen algunos proyectos actualmente en ejecución, por parte tanto de filiales controladas y de no controladas, cuya entrada en operación está prevista para el próximo año. Otro factor para considerar una mejora sería la exitosa refinanciación de los créditos para la adquisición del 31.92% de Transportadora de Gas Internacional S.A. ESP (TGI), a nivel de esta filial, proceso que el Grupo viene adelantando satisfactoriamente La agencia calificadora de riesgo, Standard and Poor s -S&P- elevó la calificación crediticia de la deuda corporativa de EEB desde BB+ a BBB-, nota que corresponde a grado de inversión. Adicionalmente, S&P reafirmó las calificaciones de EEB y de TGI como emisores corporativos, manteniéndola para ambas compañías en BBB- con perspectiva estable. La mejora en la calificación de deuda corporativa de EEB, compuesta principalmente por el bono internacional 144A Reg. S por US$749 millones y vencimiento en 2021, se deriva de la mitigación en la subordinación estructural como consecuencia de la diversidad geográfica y de negocios regulados en los que EEB opera, de los activos operativos que mantiene a nivel de la casa matriz, y de la moderada concentración de deuda al nivel de TGI. S&P indica que como consecuencia de lo anterior, EEB cuenta con el respaldo necesario en eventuales momentos de estrés financiero. Destaca igualmente que la compañía mantiene un perfil de riesgo de negocio satisfactorio dada su participación en negocios regulados, una adecuada posición competitiva y un flujo de

5 dividendos constante proveniente de compañías no controladas. A su vez, la calificadora resalta un perfil de riesgo financiero intermedio y una liquidez adecuada, resultando en óptimas métricas crediticias a largo plazo EEB, casa matriz del Grupo Energía de Bogotá fue incluida por tercer año consecutivo, en el Índice de Sostenibilidad Dow Jones (DJSI) en mercados emergentes. En esta oportunidad, EEB subió cinco puntos con respecto al año pasado al pasar de 66 puntos en 2013 a 71 puntos en Este resultado ubica a EEB entre las compañías líderes en sostenibilidad a nivel mundial, en aspectos como el social, ambiental y económico. Dow Jones Sustainability Index es el índice de sostenibilidad más reconocido a nivel internacional y constituye un punto de referencia para aquellos inversionistas que integran lineamientos de sostenibilidad dentro de sus portafolios de inversión. Además, provee una plataforma efectiva de involucramiento para compañías que quieren adoptar las mejores prácticas en sostenibilidad EEB desembolsó a través de su vehículo de inversión IELAH, los recursos de un crédito sindicado de largo plazo suscrito con la banca internacional liderado por BBVA, Itaú y Scotiabank, por un monto de USD 645 millones. Estos recursos fueron destinados a repagar los créditos inter-compañía de corto plazo otorgados a IELAH por EEB y algunas de sus filiales para financiar la transacción de la compra del 31,92% de TGI anunciada el pasado 2 de julio. Las condiciones del nuevo crédito suscrito por IELAH incluyen un plazo de cinco años, única amortización al vencimiento y una tasa de interés de Libor + 2,25% La Junta Directiva de EEB, con el fin de mejorar las relaciones entre la Compañía y sus socios EMGESA y CODENSA y mantener el ritmo de crecimiento, solidez y expansión de los últimos años tanto en Colombia como en el exterior; decidió una nueva dirección, nombrando a Ricardo Roa Barragán, Presidente de TGI, una de las filiales más importantes del Grupo Energía de Bogotá, con quien se garantiza la continuidad en la gestión La Junta Directiva de EEB, casa matriz del GEB, en su sesión del día primero 1 de octubre decidió autorizar al Representante Legal de la Empresa para gestionar el otorgamiento de un compromiso irrevocable otorgado a su filial Contugas. Así mismo, autorizó al representante Legal de la Empresa para que gestione y suscriba los documentos y contratos necesarios para que EEB otorgue una deuda subordinada mediante un crédito inter-compañía a Contugas, por un monto de hasta USD 11.5 millones : El pasado 17 de junio de 2014, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), entregó la licencia ambiental al Proyecto Upme Subestación Armenia 230 kv y 38 kilómetros de líneas de transmisión asociadas, lo que dio vía libre a la Empresa para iniciar la construcción del mismo. Dicho proyecto tiene como área de influencia los municipios de Circasia y Filandia, en el departamento del Quindío, y Dosquebradas, Santa Rosa de Cabal y Pereira, en el departamento de Risaralda. Como medida de protección del Distrito de Conservación Barbas Bremen, que tanta preocupación ha despertado entre los quindianos, EEB con autorización de la ANLA, definió que las torres sean instaladas en el límite del Distrito y sean ubicadas en zonas ya intervenidas en las que hoy se desarrollan actividades económicas agropecuarias y no en zonas de bosque o preservación : La Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, adjudicó a EEB el proyecto UPME Subestación Río Córdoba, que contempla la selección de un inversionista para el diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la Subestación Río Córdoba 220 kv en inmediaciones del Municipio de Ciénaga, Magdalena, y las líneas de transmisión asociadas. La propuesta de EEB fue seleccionada tras ofertar el menor valor presente del ingreso anual esperado durante los próximos 25 años, correspondiente a USD 14.7 millones. El objeto del proyecto es mejorar las restricciones operativas en la región del Caribe en el corto plazo, ya que se presenta agotamiento en la capacidad de las redes, debido al crecimiento de la demanda en el área, pudiendo generar bajas tensiones, sobrecargas y desatención de demanda.

6 : Fitch Ratings elevó la calificación del crédito corporativo de EEB en moneda local y extranjera, mejorándola desde BBB- a BBB, con perspectiva estable. La calificación también aplica para el bono internacional por un monto de USD 749 millones y vencimiento en En escala local, Fitch Ratings también confirmó la calificación de EEB en AAA (col), la más alta en calidad crediticia. En su comunicado, Fitch resaltó la estable generación de flujo de caja de EEB, su sólida posición competitiva y sus niveles de apalancamiento y liquidez adecuados, producto de un flujo constante de dividendos proveniente de sus subsidiarias Codensa, Emgesa y TGI principalmente, sumado a la dinámica estrategia de crecimiento de la compañía. La agencia calificadora destacó la diversificación del portafolio energético de inversiones de EEB, cuyo riesgo es bajo y cuyos ingresos futuros son altamente predecibles puesto que sus negocios operan bajo monopolios naturales regulados. TGI La Transportadora de Gas Internacional S.A. ESP (TGI), filial del Grupo Energía de Bogotá, adquirió 7.78% de los derechos del Oleoducto al Pacífico, proyecto que pretende transportar petróleo de tipo pesado, desde los Llanos Orientales hasta Buenaventura, con el propósito de exportarlo hacia mercados de Asia Pacífico y la costa oeste de Norteamérica. La construcción del Oleoducto al Pacífico (OAP), que atravesaría las tres cordilleras para conectar a San Martín (Meta) con Buenaventura (Valle del Cauca) tiene un costo aproximado de USD millones y estaría operando en el Se trata de un oleoducto de 760 kilómetros de longitud, con diámetro entre 30 y 36 pulgadas, con seis estaciones de bombeo por el que se transportarán diariamente entre 250 y 400 mil barriles de petróleo. La empresa Colombiana Oleoducto al Pacifico SAS tiene como socios a Talisman, Vitol, ISA, CENIT, Enbridge y TGI Se cerró la transacción de compra del 31.92% de la compañía que estaba en titularidad de The Rohatyn Group, mediante la compra del vehículo de propósito especial Inversiones en Energia Latino América Holdings, S.L.U., IELAH, domiciliado en España, a través del cual The Rohatyn Group mantenía su inversión en TGI. Finalizada la transacción, la participación directa e indirecta de EEB se incrementó al 99.97% En lo que respecta a TGI, S&P ratificó la calificación de deuda corporativa y de emisor en BBB- con perspectiva estable, recalcando las fortalezas de la compañía por operar en ambientes regulatorios estables y su capacidad a largo plazo para reducir deuda, gracias a la flexibilidad de su estructura financiera y comercial, especialmente luego de la reciente expansión en su capacidad de transporte de gas natural en Colombia En su sesión ordinaria, la Asamblea General de Accionistas, aprobó el proyecto distribución de utilidades por aproximadamente COP 516,500 Millones (el 100% de las utilidades del periodo comprendido entre Enero Agosto 2014) lo que corresponde a un dividendo por acción de COP 3,299. La Junta directiva autorizó modificaciones de tasa, plazo y periodicidad de pago a los créditos inter-compañía realizados a la casa matriz EEB. La Junta directiva aprobó la ejecución del proyecto de expansión Cusiana - Vasconia Fase III, la cual comprende el suministro, transporte, nacionalización y puesta en operación de tres nuevas unidades de compresión de gas natural (Miraflores, Puente Guillermo y Vasconia). El monto estimado de la inversión es de USD 31.6 millones. El proyecto Mariquita - Gualanday y el proyecto de bi-direccionalidad del gasoducto Ballena Barracabermeja, no se desarrollarán ya que a la fecha no hay suficientes remitentes que hagan viable su ejecución. En el evento que se desarrolle nueva demanda, se analizará de nuevo su implementación. En lo corrido del año, el promedio de volumen transportado por la infraestructura de TGI es de Mmpcd, superando lo presupuestado inicialmente por la compañía.

7 TGI mantiene un cuota de mercado del 48.2% al cierre del tercer trimestre de 2014, en términos de volumen transportado : Fitch Ratings elevó la calificación de deuda corporativa y de emisor de TGI desde BBB- a BBB, con perspectiva estable. Esta mejora en la calificación también aplica para su bono internacional por un monto de USD 750 millones y vencimiento en Fitch destacó las fortalezas de TGI por operar en ambientes regulatorios estables y por su capacidad a largo plazo para reducir su nivel de endeudamiento, gracias a la flexibilidad en su estructura financiera y comercial. La calificadora resaltó que TGI mantiene una generación de caja estable y predecible, puesto que la estructura tarifaria vigente remunera sus inversiones, el 60% de sus ingresos totales están indexados al dólar y, además, mantiene contratos de largo plazo con sus principales remitentes. Cálidda En el mes de julio de 2014, se publicó la Resolución de Osinergmin que modifica las tarifas definidas en mayo, por lo cual se han incluido ajustes (la diferencia de tarifas) en todos los recibos de clientes. En el mes de julio de 2014 se habilitó a la primera industria del clúster Puente Piedra, este clúster se ubica en el extremo norte de Lima y en su primera etapa agrupará a 11 nuevas industrias. Además se habilitó la segunda estación de medición para la Minera Luren, la cual tiene un consumo por mes de 1.4 mmpcd y también se habilitó el servicio del Hospital del Niño cuyo consumo se estima en 45,000 m3/mes. En el mes de septiembre se suscribieron 15 nuevos contratos de industria y GNV; no obstante estos contratos ingresarán como ventas en el mes de octubre una vez que los clientes cancelen el derecho de conexión. Contugas En el mes de agosto de 2014 Osinergmin realizó la pre publicación de la valoración del ducto de Egasa y Egesur. El 10 de Octubre 2014 fue emitida la valorización definitiva. Adicional a esto, se estima que en el 4T del 2014 el MEM emita la resolución donde acoge a Egasa y Egesur al Mecanismo de Compensación creado en el DS Una vez publicada dicha resolución, Contugas hace el pago por la compra del ducto y empieza a cobrarle a Egasa y Egesur la tarifa de distribución. Contugas está en proceso de negociación de una adenda con el Consorcio Camisea (Productor de Gas) para ajustar la curva de gas del Contrato de Suministro. Se estima que en el 4T de 2014 se suscriba dicha adenda. En relación con la modificación del Contrato BOOT de Distribución en el Departamento de Ica a la fecha se ha logrado acordar con la Dirección General de Hidrocarburos la suscripción de la primera adenda al mencionado contrato. Esta modificación del contrato resulta fundamental para las actividades de la compañía pues elimina la generación de posibles contingencias y/o cuestionamientos por parte del Estado Peruano. A la fecha, estamos a la espera de la Resolución Ministerial que faculta al Estado Peruano a suscribir la adenda.

8 2. DESEMPEÑO FINANCIERO GRUPO ENERGÍA DE BOGOTÁ Tabla N 4 Estado de Resultados consolidado EEB Millones COP Variación Millones USD Al 3T 14 Al 3T 13 % Al 3T 14 Al 3T 13 Ingresos Operacionales 1,708,003 1,451, Costo de ventas -910, , Utilidad bruta 797, , Gastos operacionales -187, , Utilidad Operacional 610, , Dividendos 892, , Ingreso / gasto No operacional neto 498, , Utilidad antes de impuestos e interés minoritario 1,108, , Interés minoritario , Impuesto de renta -135,623-67, Utilidad neta 936, , Los ingresos operacionales consolidados del Grupo crecieron 17.7% a septiembre de 2014 debido a: ( ) Mayores ingresos por transporte de gas en Colombia, TGI, debido al esquema tarifario vigente, el cual remunera la inversión y está indexada al dólar cuya tasa se devaluó respecto del peso durante el período de comparación ( ) Incremento de ingresos por distribución de gas natural en Perú por mayores conexiones durante el trimestre dle clientes residenciales y comerciales habilitados y conectados a la red en Cálidda y a un mayor volúmen distribuido y facturado, ( ) a venta de instalaciones internas a clientes residenciales y por ingresos por derechos de conexión de clientes industriales en Contugas. La utilidad operacional creció a un ritmo inferior al de los ingresos operacionales dado que los costos y gastos operacionales tuvieron un crecimiento moderado debido al aumento en el valor de las operaciones tercerizadas (honorarios y servicios), consumo de suministros, costos de personal por el crecimiento de la planta y por crecimiento de la infraestructura, lo cual genera mayor gasto por concepto de mantenimiento, depreciación y amortización. Como resultado de lo anterior, la utilidad operacional durante 3T 2014 alcanzó la cifra de COP 610,649 millones con un crecimiento del 14% frente al mismo período del año anterior. En lo que respecta a ingresos y gastos no operacionales, los dividendos decretados por compañías no controladas alcanzaron COP 892,317 millones por los buenos resultados operacionales de Emgesa, Codensa, Promigas y Gas Natural durante Por otro lado, la menor devaluación del peso colombiano durante los primeros nueve meses del año impactó positivamente la cuenta diferencia en cambio, pasando de un gasto de COP 200,998 millones en 2013 a un gasto de COP 109,007 millones a septiembre de 2014, como resultado de la reexpresión en pesos colombianos de las posiciones activas y pasivas denominadas en dólares, registro que sólo tiene efectos contables y no corresponde a una erogación de efectivo. Finalmente, la utilidad neta a septiembre de 2014 cerró en COP 936,690 millones, lo cual representa un crecimiento de 19.4% frente al mismo período del año inmediatamente anterior.

9 Tabla N 5 EBITDA Consolidado UDM de EEB Millones COP Millones USD Al 3T 14 Al 3T 13 Var % Al 1T 14 Al 1T 13 EBITDA Consolidado ajustado trimestral 255, , EBITDA Consolidado ajustado UDM 1,976,886 1,668, Margen EBITDA Consolidado % 60.8% 61.2% 60.8% 61.2% Por su parte, el EBITDA Consolidado Ajustado UDM, que incluye los dividendos recibidos de filiales no controladas, ascendió a COP 1,976,886 millones, lo que representa un incremento del 18.5% frente al obtenido el 2013, explicado por (i) mayores dividendos e intereses ganados por COP 188,776 millones; (ii) mejor desempeño operacional por COP 40,378 millones. Tabla N 6 - Estructura de la deuda consolidada de EEB 3T 14 Part. 3T 13 Part. 3T 14 3T 13 COP COP Millones Millones % % Millones Millones USD USD Deuda financiera en COP 107, , Deuda financiera en USD 5,978, ,820, , ,995.4 Operaciones de Cobertura 220, , Total deuda financiera 6,305, ,062, , ,128.6 Deuda neta/ebitda Consolidado Ajustado UDM OM: <4.5 EBITDA Consolidado Ajustado UDM/ Intereses OM: > La deuda financiera total aumentó por: (i) toma de endeudamiento con banca internacional por USD 645 millones en vehículo de propósito especial IELAH; ii) Repago de crédito sindicado de corto plazo en Contugás (USD 215 millones) y desembolso de nuevo crédito por USD 310 millones -neto USD 95 millones adicionales-; iii) Reapertura del bono EEB 2021 USD 139 millones, menos repago de deuda con banca multilateral CAF por USD14 millones-; y (iv) toma de endeudamiento en EEC para financiar plan de inversiones.

10 Gráfica No. 3 Evolución Indicadores de Deuda Deuda Neta/ EBITDA Consolidado Ajustado Deuda Neta/ EBITDA Consolidado Ajustado OM < EBITDA Consolidado Ajustado / Intereses EBITDA Consolidado Ajustado / Intereses OM > T 13 4T 13 1T 14 2T 14 3T 14 3T 13 4T 13 1T 14 2T 14 3T 14 En concordancia con las definiciones del contrato de bonos emitidos por EEB en noviembre de 2011, los indicadores de apalancamiento y cobertura de intereses se calculan con base en el EBITDA Consolidado Ajustado, que incluye las reducciones de capital recibidas por EEB de sus filiales. El indicador de apalancamiento neto se redujo por un aumento del EBITDA (+18.5%) y un aumento del endeudamiento neto del 72.7%. El indicador de cobertura de intereses presenta una disminución moderada por crecimiento del 18.5% en el EBITDA Consolidado Ajustado frente a un aumento en el gasto financiero neto por intereses (+5.5%).

11 3. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS CON CONTROL Tabla N 7 - Indicadores financieros inversiones con control 3T 14 COP Millones USD millones EEB TGI Calidda EEB TGI Calidda Ingresos operacionales 82, , , Utilidad operacional 46, , , EBITDA UDM 71, , , Utilidad neta 29, ,793 59, Tabla N 8 - Resumen de los proyectos de expansión del Grupo EEB - Compañías Controladas Proyecto / Cía. País Sector USD MM Estado En operación: La Sabana TGI Colombia T GN 55 En operación En operación ICA Perú Contugas Perú T + D GN 358 En operación En operación Lima Callao Cálidda Perú D GN - ampliación red- 500 En construcción Guatemala TRECSA Guatemala T E 373 En construcción Subestaciones EEB Colombia T E 638 En construcción Ingenios EEBIS Guatemala T E 44 En planificación 15 T: Transporte; D: Distribución; GN: Gas Natural; E: Electricidad 3.1. EEB Negocio de Transmisión Tabla N 9 - Indicadores Transmisión EEB Al 3T 14 Al 3T 13 Var % Utilidad operacional COP MM 14,970 13, EBITDA trimestral - COP MM 18,962 17, Inversiones COP MM 92,547 64, Disponibilidad de la infraestructura - % (1) Compensación por indisponibilidad - % (2) Cumplimiento programa mantenimiento - % (3) Participación en la actividad de transmisión en Colombia - % (4) Pies de página en anexo 6

12 Los indicadores técnicos muestran estabilidad en la gestión operativa de la empresa manteniendo cumplimientos superiores a los impuestos regulatoriamente sin detrimento de la Empresa. Las inversiones del periodo incluyen los montos asociados a la construcción de los proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional en Colombia. Avance proyectos de Inversión EEB Negocio de Transmisión: UPME Proyecto NORTE: El diseño detallado de líneas de transmisión está concluido; avance del 100%. El Diagnóstico Ambiental de Alternativas se radicó en la ANLA el 31 de octubre de Se contabilizan 178 días de atraso por demora de ANLA en el pronunciamiento sobre la alternativa seleccionada. El proyecto presenta un avance del 37%. SVC TUNAL: Se realizó el montaje de los reactores, bancos de capacitores y filtros de armónicos; en proceso las pruebas de los transformadores de potencia; instalación de malla de puesta a tierra y apantallamiento; montaje de barraje de 230kV, cableado y conexión de tableros y equipos de patio. Las pruebas individuales de equipos iniciaron la tercera semana de octubre. El proyecto presenta un avance del 83.1%. UPME Proyecto Cartagena-Bolívar: Se terminaron las etapas de iniciación y planeación del proyecto. Se efectuó el proceso de contratación de estudios ambientales y se dio inicio al contrato el 24 de septiembre con la actividad del DAA. Se llevó a cabo también el proceso de contratación de fotografía aérea y se inició el del diseño del tramo aéreo de la línea Cartagena-Bolívar. El avance del proyecto es del 2.1% de acuerdo con lo programado. UPME Proyecto Armenia: El Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución del 29 de agosto de 2014 por lo cual se modificó la fecha de puesta de operación del proyecto pasando del 30 de agosto del 2014 al 9 de abril del En el área de servidumbres se han liberado por escrituración e inspección judicial 75 sitios de torres lo que representa el 90% del total de los sitios de torre del proyecto. En el área de subestaciones se resaltan las actividades de vaciado de concreto de las 16 columnas del edificio GIS, tendido de cable y ejecución de puntos de soldadura exotérmica en áreas perimetrales del mismo edificio. En el frente de Líneas de transmisión se destaca el replanteo de las torres T24 a la T27 y de la T74 a la T76 para un total acumulado a la fecha equivalente a 19,19 km lo que corresponde al 50% del total. Se continúa con las actividades de marcación de excavaciones, excavación y cimentación de torres. El proyecto cuenta con un avance del 64.32%. UPME Proyecto Tesalia. El Ministerio de Minas y Energía bajo Resolución de 29 de agosto de 2014, modificó la fecha de puesta en operación del proyecto del 30 de agosto de 2014 al 10 de septiembre de Para el tramo Tesalia Altamira, la reconfiguración de línea Betania Jamondino, la Subestación Tesalia y la ampliación de la subestación Altamira, el avance es del 89.79% destacando que con este tramo del proyecto se garantiza la conexión y evacuación de la generación de energía del proyecto de generación El Quimbo. Para este tramo así como para la reconfiguración de la línea Betania Jamondino se realizó el montaje y tendido del 100% de los sitios de torre. Para las subestaciones la actividad de montaje presenta un avance del 99% y se adelantan las pruebas de Puesta en Servicio las cuales presentan un avance del 84%. Para el tramo de la línea de transmisión

13 Tesalia - Alférez se está en proceso de finalización del diseño incluyendo la variante de 44 km a construir, la cual evita intervenir los territorios de las comunidades indígenas identificadas. En cuanto a la gestión ambiental para este tramo, se radicó el Estudio de Impacto Ambiental ante la ANLA el 17 de septiembre de Con corte al 30 de septiembre de 2014, el total del proyecto presenta un avance ponderado del 77.55%. UPME Proyecto Sogamoso Norte NE 500kV: Se inició la elaboración de los Estudios Ambientales correspondientes al Diagnóstico Ambiental de Alternativas para los cuales el 29 de julio de 2014 la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales mediante radicado 4120-E emitió términos de referencia para su elaboración y presentación. Igualmente se iniciaron los diseños detallados de las líneas de transmisión Sogamoso Norte 500kV y Norte Nueva Esperanza 500kV en la de las rutas las cuales tienen una longitud de 360km y 124km aproximadamente. Se entregaron para revisión de La Empresa los Criterios de Diseño Civil, Eléctrico y Electromecánico. El avance a la fecha del proyecto es del 5.25%, sin embargo la curva S y el cronograma se encuentran pendientes de aprobación por parte de la Interventoría de la UPME DECSA EEC Tabla N 10 - Indicadores seleccionados EEC DECSA(*) Al 3T 14 Al 3T 13 Var % No. de clientes 273, , Ingresos operacionales - COP MM 231, , Utilidad operacional - COP MM 44,320 37, EBITDA trimestral 20,097 18, Utilidad neta COP MM 22,693 19, Dividendos y reservas decretados a DECSA 2,000 8, Pérdidas - %(1) 10.04% 11.17% -6.9 Deuda neta / EBITDA UDM EBITDA UDM / Intereses UDM * Controlada por DECSA Pies de página en anexo 6 Los ingresos operacionales crecen en un 8.8% por aumento en ventas de energía respecto del trimestre anterior en COP 77,931 millones y de otra parte un crecimiento de los otros ingresos por COP 2,430 millones. La utilidad operacional crece de manera superior en comparación con el crecimiento de los ingresos operacionales, principalmente por el control en los costos de transporte energía y costos fijos. Se presentó un EBITDA trimestral superior en COP millones con respecto al alcanzado en el mismo trimestre del 2013 explicados principalmente por un mayor margen de contribución de COP 8,480 millones, y un menor crecimiento de las depreciaciones y amortizaciones. EEC decretó dividendos por un valor de COP 2,000 MM pagaderos en noviembre 2014 a todos sus accionistas. Mejor desempeño del margen de contribución por un menor índice de pérdidas de energía, mayores ventas y un mayor control del costo variable Se tiene un crecimiento año a año en la demanda nacional de GWh equivalentes a un 4,34% dinamizado principalmente por los sectores de la construcción, manufactura y comercio. Se presenta una disminución año a año en el índice TAM de pérdidas de energía de 1,13 puntos porcentuales, esto

14 como resultado del desarrollo del plan de choque de pérdidas donde se instalaron equipos de macromedida para focalización y se realizaron visitas comerciales. Se presentó un crecimiento en el número de clientes de 4,2% entre el 2013 y el 2014 equivalente a nuevos clientes del mercado regulado destacándose los residenciales de los estratos 1, 2 y 3 y el segmento comercial. Avance proyectos EEC Normalización AT: El proyecto se encuentra subejecutado, debido a que se han presentado retrasos en la consecución de los permisos de paso (servidumbres) y trámite de permisos ambientales. En el mes de Agosto ya se inició ejecución en el primer tramo de 2 km, con los permisos de paso gestionados con un predio particular. Normalización Redes MT: El proyecto ha mantenido su tendencia de acuerdo al desarrollo, disponibilidad de cuadrillas y materialización del contrato marco de la zona norte, la cual es menor a la estimada en el Presupuesto. Actualmente se encuentra en proceso de materialización el contrato con INMEL para apoyo a la ejecución de este proyecto. Construcción S/E MT-MT Quetame: Se definió el sitio y se va a solicitar a la Agencia Nacional de Infraestructura- ANI el lote donde se construirá la Subestación. Ampliación Construcción S/E: La subejecución es debida al atraso generado por la necesidad de suscripción de un contrato adicional para el descargue y montaje de dos transformadores 7,5/10 MVA suministrados por WEG cuya entrega fue en puerto. Control Pérdidas No Técnicas: Retraso en el proyecto Medida Centralizada de la zona centro de Girardot debido a falta de adecuaciones en la red abierta existente. Adecuación de red trenzada para ejecución a partir de septiembre. Proyecto de Medida Centralizada de la Plaza de Mercado de Villeta. En julio se realizó levantamiento de información para su instalación. Por implementar otras medidas técnicas TGI Tabla N 11 - Indicadores seleccionados de TGI Al 3T 14 Al 3T13 Var % Ingresos operacionales - COP MM 705, , Utilidad operacional - COP MM 456, , EBITDA UDM - COP MM 733, , Utilidad neta - COP MM 157, , Volumen transportado Mm pcd Capacidad contratada en firme - Mm pcd Calificación crediticia internacional: S&P - Agosto 14: Fitch Octubre 14: Moody s Abril 14: BBB-, estable BBB, estable Baa3, estable

15 El resultado operacional al cierre del trimestre, muestra crecimiento del 12.3% gracias al incremento de los ingresos operacionales, los cuales crecieron 8.8% al cierre del 3T 2014, comparado con el mismo periodo del año anterior. Adicional al esquema tarifario vigente, el cual se aplicó completamente a finales del primer trimestre de 2013, este incremento se debió principalmente al aumento del volumen transportado (+9.2%) y al incremento de los contratos en firme (+3.5). En lo que respecta a los rubros no operacionales, presentaron en conjunto una disminución del 20.1%. La diferencia en tipo de cambio, generada por la devaluación del peso colombiano y su impacto al re expresar en moneda local la deuda de TGI, y la pérdida por la valoración en operaciones de cobertura, representan las cuentas de mayor impacto durante el periodo. En consecuencia, la utilidad neta de la compañía se incrementó en COP 157,793 millones, COP 45,263 millones superior, comparado con el mismo periodo de Avance proyectos de Inversión TGI: Estación La Sabana: La construcción de la estación de compresión de gas natural La Sabana (ECGSB), que hace parte del proyecto de expansión del gasoducto del mismo nombre, presenta un avance del 91.5%. El 7 de julio la compañía dio inicio a la operación comercial de esta estación, para aumentar la capacidad de transporte del gasoducto de La Sabana de 140 Mmpcd a 215 Mmpcd y un pico esperado de 270 Mmpcd. La puesta en operación de la ECGSB representa una oportunidad para garantizar el suministro del servicio en los próximos años y la posibilidad de afianzar el desarrollo de la industria en la capital y la Sabana Cundiboyacense. El compresor No. 2 se puso en marcha el 11 de septiembre del presente año. Las obras civiles continúan, para finalizar completamente el proyecto. Ampliación Cusiana - Apiay San Fernando: La compañía se encuentra actualmente evaluando alternativas para viabilizar un proyecto de incremento de capacidad en el tramo Cusiana-Apiay, considerando que ECOPETROL manifestó no requerir capacidad de transporte de gas natural desde Cusiana hasta San Fernando. TGI ha venido presentando a sus principales clientes los proyectos de ampliaciones del sistema de transporte. Se determinó que, con una capacidad inferior a la inicialmente proyectada y sin la construcción del gasoducto a San Fernando, se podría imprentar el proyecto, se están negociando a la fecha los términos en lo que ECOPETROL participaría del mismo contratando una capacidad que haría viable el proyecto Cusiana Fase III: EL proyecto Cusiana Fase III, comprende dar inicio al proceso de solicitud de ofertas para el suministro, transporte, nacionalización y puesta en operación de tres nuevas unidades de compresión de gas natural (Miraflores, Puente Guillermo y Vasconia). El proyecto permite ampliar la capacidad en 20 mmpcd y comprende una inversión total de aproximadamente USD 32 millones. Se estima que la entrada en operación comercial se de en el cuarto trimestre de 2015.

16 3.4. CALIDDA Tabla N 12 - Indicadores seleccionados de Cálidda Al 3T 14 Al 3T 13 Var % No de clientes 235, , Ingresos operacionales - USD Miles 443, , Utilidad operacional USD Miles 54,936 37, EBITDA UDM USD Miles 92,498 66, Utilidad neta USD Miles 29,171 9, En este 3T se han realizado 20,103 conexiones, 101% más con respecto a 3T En el mes octubre se alcanzó un nuevo récord de nuevas conexiones llegando el cliente 255,000. Actualmente, Cálidda cuenta con una participación en el mercado local de 76.5%. En cuanto a los segmentos Residencial y Comercial, Cálidda aumento el número de clientes a 20,090 provenientes de los distritos del Perú en donde Cálidda tiene presencia. En el tercer trimestre, Cálidda incremento su volumen vendido en 20% comparado con el mismo periodo en Lo anterior se explica por los generadores de energía que se han unido al sistema de distribución de Cálidda tales como Fénix (82 MMCPD) y Termochilca (45 MMCPD). Durante los primeros nueve meses de 2014, Cálidda ha construido 18 kilómetros de red de alta presión de acero y 1,028 km de red secundaria de polietileno. El Sistema de distribución de Cálidda alcanzó un total de 4,450 kilómetros de tuberías subterráneas. El ritmo de expansión de la red en polietileno (anillos) ha aumentado considerablemente, alcanzando en 3T anillos en comparación con anillos en 3T Al cierre del 3T 2014 la tasa de penetración de redes está al 53% debido a la estrategia comercial de Cálidda enfocada principalmente en distritos caracterizados por familias de medianos y bajos recursos en donde el ahorro producido por el uso del gas natural frente a los combustibles alternativos son más apreciados, y, por tanto, con una mayor aceptación de la prestación del servicio. El objetivo para finales de 2014 es del 59%. La utilidad operacional creció a un ritmo menor que lo ingresos operacionales por un mayor costo de venta de gas y Transporte debido a un mayor volumen (+20%) respecto del 3T Los contratos take or pay con generadoras representaron el 76% del volumen facturado. Al cierre del tercer trimestre el EBITDA (UDM) fue mayor que EBITDA UDM de 2013 en un 39 % debido a (i) un mayor volumen de facturación proveniente de tres nuevas plantas de generación de energía (Fénix, Termochilca, y Kallpa) y también al volumen vendido en los segmentos más rentables como Residencial y Comercial, Industrial y Estaciones de GNV; (ii) mayores ingresos de los servicios de instalaciones internas de vivienda y (iii) Incremento de la tarifa promedio de distribución desde mayo de 2014 en 6.37%. Avance proyectos de inversión Cálidda: Hay continuidad de los proyectos, la puesta en operación es individual y por tramos construidos. No obstante, se puede resaltar que tanto la Ampliación de la Red Principal y las Generadoras Chilca ya se culminaron.

17 3.5. CONTUGAS La Puesta en Operación Comercial de la infraestructura de Contugas se dio el luego de suscribir conjuntamente con el Ministerio de Energía y Minas del Perú y Enbridge Technology INC, inspector internacional, el acta final de pruebas que certifica que la obra ha cumplido con los estándares aplicables, declarando que el sistema de gas natural se encuentra apto para el servicio. A cierre de septiembre 2014 Contugas cuenta con más de clientes habilitados (con ventas residenciales realizadas y instalaciones internas construidas). Avance proyectos de inversión Contugas: El porcentaje de ejecución al cierre del 3T 2014 es del 100% con una inversión acumulada de USD millones. El proyecto comprende más de 340 km de red troncal y ramales de alta presión y más de 700 km de redes de polietileno de baja presión. El gasoducto tendrá una capacidad superior a 300 MMCPD y se conectarán clientes residenciales en los primeros seis años después de la Puesta en Operación Comercial. Al cierre del 3T 14 la capacidad contratada en firme y en interrumpible de Contugas ascendía a mm pcd TRECSA Avance proyectos de inversión Trecsa: Al 3T 2014 el proyecto completa un avance del 76% y una inversión acumulada al 30 de septiembre de 2014 de USD millones Permisos del Proyecto Se cuenta con 61 Avales municipales (82%) Hay 1227 sitios disponibles (60%) para trabajos de construcción de estructuras de líneas de transmisión Construcción Hay 1035 (51%) estructuras con obra civil terminada y 970 (48%) estructuras ya montadas Se lleva un avance del 63% en obras civiles de subestaciones (se trabaja en 17 subestaciones), del 49% en montaje (en 16 subestaciones) y del 29% en pruebas (10 subestaciones). Hay acuerdos con propietarios en 687 km (83%), se han escriturado 642 km (77%) y se encuentran disponibles 524 km (63%) para trabajos de construcción en líneas de transmisión. Hay 1252 sitios disponibles (61%) para trabajos de construcción de estructuras de líneas de transmisión. Al tercer trimestre ya se encuentran energizadas la estación subestación Pacífico 230 kv (LT Escuintla II - San Jose 230 KV) y subestación San Agustín 230 kv (LT Guatemala Norte - Panaluya conexión 230Kv).

18 3.7. EEBIS Guatemala y Perú Avance proyectos de inversión EEBIS Guatemala: Anillo Pacífico Sur: Actualmente se está ejecutando el proyecto consistente en la construcción de 90km de líneas de transmisión a 230 kv, 4 subestaciones nuevas y ampliación de 3 existentes a 230 kv, el cual se desarrolla con 5 ingenios azucareros localizados en el suroccidente del país. La inversión del Proyecto asciende a USD 51.3 millones aproximadamente. El proyecto presenta un avance de ejecución del 10% al 3T Cementos Progreso: Actualmente se está ejecutando el proyecto consistente en la construcción de 17 km de línea de transmisión a 230 kv, una subestación nueva en configuración I&M con dos bahías de transformación de 50 MVA cada una, el cual se desarrolla con la principal cementera de Centro América. La inversión del Proyecto asciende a USD 19.9 millones aproximadamente. El proyecto presenta un avance de ejecución del 1% al 3T Genor: Actualmente EEBIS Guatemala está a la espera por parte del cliente la orden de inicio para empezar la ejecución del proyecto que consiste en la construcción de 48 km de línea de transmisión a 230 kv, una subestación nueva en configuración I&M con dos bahías de transformación de 100 MVA cada una y la ampliación de la subestación Morales actualmente en construcción por parte de Trecsa. La inversión del Proyecto asciende a USD 32.9 millones aproximadamente bajo la modalidad de libros abiertos. El proyecto presenta un avance de ejecución del 0% al 3T Avance proyectos de inversión EEBIS Perú: EEBIS PERÚ SAC Inicia operaciones en Perú el 06-Ene-14 y en estos nueve (9) meses se ha logrado conformar y estructurar la empresa, cumpliendo con las reglamentaciones del estado peruano, respetando los derechos laborales y los lineamientos del pacto global, ha desarrollado las líneas de actuación estratégicas por la que fue creada: (i) Está prestando servicios a las filiales del GEB en actividades de ingeniería, supervisión, interventoría y Back Office y, (ii) está participando en la estructuración de oportunidades de inversión del GEB en Perú.

19 4. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS SIN CONTROL Tabla No 13 - Indicadores financieros inversiones sin control - 3T 14 COP Millones USD millones Emgesa Codensa Gas Natural Promigas REP CTM Ingresos operacionales 2,033,437 2,556,517 1,093, , Utilidad operacional 1,250, , , , EBITDA UDM 1,359, , ,334 65, Utilidad neta 806, ,521 68, , Dividendos y reservas decretados a EEB 450, ,944 67,311 69, Reducciones de capital decretadas a EEB Tabla N 14 - Resumen de los proyectos de expansión de las empresas sin control al 3T 14. Ejecución Proyecto Empresa Sector País Ejecución 3T 2014 USD millones En operación Quimbo Emgesa G electricidad Colombia S 15 Atención nueva demanda 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 T:Transporte; D:Distribución; GN: Gas Natural; E: Electricidad

20 4.1. EMGESA Tabla N 15 - Panorámica de Emgesa al 3T 14 Capacidad instalada - MW 3,041 Composición de la capacidad 9 Hidros y 2 térmicas Generación Gwh 10,524 Ventas Gwh 12,140 Control Enel Energy Group SpA Participación de EEB 51.5% % acciones ordinarias; 14.1% preferenciales sin derecho a voto Grafica No. 7 Ventas / Ofertas GWh Las ventas de Emgesa crecen como resultado de una mayor generación propia y de mejores precios de la energía en la bolsa. La composición de las ventas fue el 67% a través de contratos con clientes del mercado mayorista y no regulados, y el 33% restante vía contratos en el mercado spot y a través del mecanismo AGC (Automatic Generation Control). La generación de Emgesa representó el 22.02% del total del sistema y fue superior a la generación del mismo período de 2013 (20.7%). En términos de capacidad instalada bruta Emgesa, representa el 20.69% del país. Tabla N 16 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa COP Millones USD Millones Al 3T 14 Al 3T 13 Var % Al 3T 14 Al 3T 13 Ingresos operacionales 2,033,437 1,811, Costo de ventas 760, , Gastos administrativos 23,011 18, Utilidad operacional 1,250,110 1,008, EBITDA YTD 1,359,406 1,120, Margen EBITDA 66.85% 61.82% 8.1% 66.9% 61.8% Utilidad neta 806, , Dividendos y reservas decretados a EEB 450, , Reducciones de capital a EEB Deuda Neta / EBITDA UDM EBITDA / Intereses Pies de página en anexo 6