Informe trimestral de resultados

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1 23 de julio de 2014 Informe trimestral de resultados 3T de noviembre de 2015

2 Contenido Cifras relevantes... El mercado en Colombia y Panamá... Resultados operativos y financieros... Estados Financieros

3 Cifras relevantes Resultados financieros consolidados Unidades Acum. año 2015 Acum. año T2015 3T2014 Ingresos ordinarios COP mill. 2,352,514 1,928, , ,316 Ganancia bruta COP mill. 471, , , ,980 Ganancia antes de financieros COP mill. 327, ,964 85, ,104 Ebitda COP mill. 566, , , ,594 Margen Ebitda % 24% 39% 19% 32% Ganancia neta COP mill. -19, ,307-41,674 29,179 Gan. neta atrib. a controladora COP mill. -90, ,115-71,150 1,276 Generación Unidades Acum. año 2015 Acum. año T2015 3T2014 Energía producida total GWh 5,418 4,725 1,446 1,293 Energía vendida total GWh 7,397 6,215 2,114 1,912 Energía producida Colombia GWh 4,173 4,725 1,065 1,293 Hidráulica Colombia GWh 2,159 2, Térmica Colombia GWh 2,014 2, Energía vendida Colombia GWh 5,922 6,325 1,752 1,959 Ventas en contratos Colombia GWh 3,626 3,166 1,294 1,045 Transacciones en bolsa Colombia GWh 2,296 3, Energía producida Centroamérica* GWh 1,245 1, Hidráulica Centroamérica* GWh Térmica Centroamérica* GWh Eólica Centroamérica* GWh Energía vendida Centroamérica* GWh 1,786 1, Ventas en contratos Centroamérica* GWh 1,632 1, Ventas spot Centroamérica* GWh Distribución Unidades Acum. año 2015 Acum. año T2015 3T2014 Pérdidas de energía % 8.77% 8.86% 8.77% 8.86% Recaudo % 98.7% 99.1% 98.7% 99.1% SAIDI - EPSA/CETSA Horas SAIFI - EPSA/CETSA Veces Comercialización minorista Unidades Acum. año 2015 Acum. año T2015 3T2014 Ventas mercado regulado GWh Ventas mercado no regulado GWh Usuarios Número 565, , , ,215 *Cifras proforma para Centroamérica La transacción de compra de estos activos se cerró en diciembre de 2014, pero para efectos comparativos se incluyen las cifras de 2014.

4 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 GWh USD / MWh USD / Bbl. USD / Ton. 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 1T09 3T09 1T10 3T10 1T11 3T11 1T12 3T12 1T13 3T13 1T14 3T14 1T15 3T15 GWh $ / kwh USD / MBTUD $ / kwh Informe trimestral de resultados El mercado eléctrico - Colombia PRECIOS SPOT SIN ($/kwh) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Spot 2014 Spot 2015 PRECIOS CONTRATOS Mc SIN ($/kwh) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Contratos Mc 2014 Contratos Mc APORTES HIDROLÓGICOS / PRECIO- SIN PRECIOS GAS NATURAL Y PRECIO DE ESCASEZ SIN 6, , ,50 3, , Aportes hídricos Precio Precio gas natural para térmicos en Colombia (Mdo. Prim.) Precio de escasez (indexado a combustibles líquidos) Fuente gráficas: XM, Circular 070 del 2013 CREG, Circular 083 de 2014 CREG El mercado eléctrico - Panamá VOLUMEN ÚTIL FORTUNA VOLUMEN ÚTIL BAYANO 100% 80% 60% 40% 20% 0% ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic * Fortuna hace parte de la cuenca hidrológica de la central hidroeléctrica Dos Mares, aguas arriba. 100% 80% 60% 40% 20% 0% ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic DEMANDA DEL SISTEMA PANAMÁ COSTO MARGINAL Y PRECIO DE COMBUSTIBLES PANAMÁ* Costo marginal Precio Diesel Fuente gráficas: CND Panamá. Precio de combustibles: declaración de costos variables de las centrales *Todos los costos de combustibles incluyen transporte.

5 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 Informe trimestral de resultados Resultados operativos y financieros Generación de energía La generación consolidada de la organización aumentó un 12% frente al mismo trimestre del año anterior. Colombia generó un 18% menos energía que el tercer trimestre del 2014, lo cual fue compensado con la inclusión de la generación de los activos de Centroamérica que representa un 26% del total. Se destaca lo siguiente: Los activos de generación de Panamá y Costa Rica disminuyeron su generación un 22% frente a lo registrado en 2014, debido principalmente a que en 2014 se despacharon mayores volúmenes en el ciclo combinado de BLM y en Cativá ante un costo marginal muy superior del sistema. Este año, el ciclo combinado percibe ingresos principalmente por potencia y la central a carbón no solamente ha generado más sino que ha podido comprar energía en el mercado spot con un margen positivo. La generación en las centrales hidroeléctricas de Dos Mares disminuyó un 9% debido principalmente a la menor hidrología frente al promedio anual para la época de verano, pero los faltantes se compraron en el mercado spot a precios inferiores a los del contrato que se atiende. La operación eólica en Costa Rica por su parte, se mantuvo en niveles record históricos de generación en agosto y septiembre con un factor de planta sobresaliente de 53%. Este tercer trimestre correspondió a la temporada lluviosa por lo que el precio de remuneración pactado con el ICE es de USD 40 MWh. En Colombia, las bajas condiciones hidrológicas del Pacífico colombiano impactaron los aportes de EPSA ubicándolos en el 56% de la media histórica, mientras que en 2014 había estado en el 71%. La menor hidrología también impactó la producción de las centrales menores Hidromontañitas y Rio Piedras con lo cual la generación de nuestro parque hidroeléctrico fue de 553 GWh, 13% inferior a la del año anterior. La producción térmica en el trimestre registró 512 GWh, 22% inferior a lo presentado en Las actividades de mantenimiento, sumado a la indisponibilidad de activos de transmisión en el área de operación explican la menor participación de la generación térmica en el despacho en mérito, lo cual impidió en varias ocasiones generar los volúmenes requeridos para recuperar el costo del gas natural contratado en Take or Pay. En Meriléctrica, la mayor generación de 22% frente al año anterior se explica por la atención de Obligaciones de Energía en Firme de los últimos 12 días de septiembre. VENTAS DE ENERGÍA DEL GENERADOR POR TIPO (GWh) Ventas contratos Transacciones en bolsa Distribución y comercialización de energía El mayor volumen de venta tanto en el mercado regulado como en el no regulado explicaron los positivos resultados de distribución. El mayor consumo medio del sector industrial de riego y drenaje, residencial y comercial por las condiciones de sequía y los nuevos clientes que se agregaron favorecieron este escenario. La dinámica de ventas al mercado no regulado fue muy positiva gracias a las estrategias comerciales emprendidas para ampliar la base de clientes actual presentando un incremento del 9,3% en la demanda comercial de EPSA en comparación con un 5% de crecimiento de la demanda comercial del Sistema. VENTAS DE ENERGÍA DEL COMERCIALIZADOR MINORISTA POR TIPO (GWh) Ventas Energía Mercado No Regulado Ventas Energía Mercado Regulado

6 Ingresos Ingresos consolidados 3T 15 3T Generación de energía eléctrica 517, ,868 1,560,658 1,240,655 Comercialización minorista 190, , , ,476 Uso y conexión de redes 57,544 53, , ,446 Comercialización de gas y de transporte 18,891 9,801 55,147 25,763 Otros servicios operacionales 12,759 9,092 36,491 35,895 Ingresos ordinarios 796, ,316 2,352,514 1,928,234 Los ingresos consolidados muestran un aumento del 42% frente al mismo periodo del año anterior explicado principalmente por la incorporación de las operaciones de Centroamérica que representan un 20% de los ingresos totales y por los mayores ingresos de distribución y del Cargo por Confiabilidad. Los ingresos de las operaciones en Colombia presentaron un incremento del 14% frente al tercer trimestre de 2014 asociado principalmente al mayor ingreso del Cargo por Confiabilidad por el significativo aumento de TRM, mayores ventas en contratos y a los mayores ingresos de distribución. Los ingresos de comercialización de gas natural se incrementaron principalmente por un incremento en los precios del mercado secundario de gas. Los ingresos de Centroamérica se situaron en $156 mil millones. Costos y gastos operacionales El costo de ventas fue 72% superior al presentado en el mismo período del año anterior. Cabe destacar lo siguiente: El costo en la operación de Centroamérica representó un 20% del total del costo para este trimestre. Costo por mayores compras de energía a un mayor precio de bolsa (o su techo máximo: precio de escasez), fue necesario para respaldar los contratos en Colombia debido al anormal déficit hidrológico en la zona Pacífico y a un escenario de mayores ventas en contratos y menores niveles de producción de la térmica. La cobertura de contratos en Colombia con energía generada estuvo en el 82%, significativamente por debajo del promedio histórico que se sitúa cercado al 150% desde el En la operación térmica de Colombia, las actividades de mantenimiento en julio y las deficiencias de la red del caribe colombiano que impiden evacuar la totalidad de la energía despachada 1 dejaron a Zona Franca Celsia en su menor volumen de generación de los últimos 3 años lo cual requirió asumir el costo asociado a las porciones remanentes del contrato Take or Pay de gas, sin una remuneración correspondiente, el cual se afectó igualmente por la mayor tasa de cambio (+54% A/A). Es importante resaltar que las actividades de mantenimiento realizadas resultaron supremamente relevantes para asegurar la plena disponibilidad de nuestro parque de generación durante los meses críticos que se están desarrollando. También, las condiciones críticas de escasez que se presentan en Colombia a partir del 19 de septiembre tuvieron impactos relevantes en los costos del trimestre: i) la ejecución continuada por primera vez en la historia de las Obligaciones de Energía en Firme (OEF) y la escasez de gas en Colombia significaron para Zona Franca Celsia una operación basada en una mezcla entre gas natural y combustible líquido (diesel) a un costo mayor al reconocido por el precio de escasez o por los contratos de venta de energía; ii) el costo de las desviaciones de OEF, con las cuales se debe asumir el diferencial entre el precio de bolsa y el precio de escasez en las horas en que no se esté disponible o no tenga despacho por mérito de precios y iii) el costo neto de reconciliaciones negativas en Zona Franca Celsia a causa de un error regulatorio en la liquidación de las mismas, el cual fue oportunamente advertido e informado al regulador y se corrigió con la resolución CREG 170 el pasado 9 de octubre 2. Cabe destacar que la resolución 178 a la cual se acogió la compañía el 27 de octubre nos permite contar con un precio de referencia para la generación con combustibles líquidos que recupera, en parte, estos mayores costos de generación. Igualmente, la resolución 172 acota el precio al cual se liquidan las ofertas en bolsa lo cual permite limitar el costo de las desviaciones de OEF. Las depreciaciones y amortizaciones se incrementaron debido principalmente a la incorporación de los activos de Centroamérica y, en Colombia, a la incorporación de los activos de proyectos de generación y distribución. En cuanto a los gastos operacionales consolidados, éstos fueron 44% superiores a los obtenidos en el tercer trimestre del año anterior. La variación frente al año anterior se explica en parte por la incorporación de las operaciones en Centroamérica que representaron un 19% de los gastos consolidados y gastos de personal. Notas: 1. Problemas en el sistema de transmisión de 110 KV que no permite evacuar la totalidad de la energía despachada por Zona Franca Celsia. 2. Concepto Reconciliación Negativa: El Centro Nacional del Despacho calcula un despacho del recurso en condiciones ideales de red, denominado Despacho Ideal y por el cual el agente generador recibe como ingreso el precio de bolsa o su techo máximo, el Precio de Escasez. Sin embargo, para la fracción de energía que no se puede evacuar por el atrapamiento en las redes de transmisión y distribución, el agente generador debía devolver el ingreso, pero esta vez tasado a Precio de Bolsa, variable que en septiembre y octubre alcanzó niveles muy superiores al Precio de Escasez.

7 Informe trimestral de resultados Ganancia operacional y ebitda , , , ,0-41% 38% 35% 36% 39% 37% 40% 43% 30% 34% 31% 23% 27% 26% 19% 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 Ebitda Margen ebitda 50% 30% 10% -10% -30% -50% Como resultado de todo lo anterior, la ganancia operacional y el ebitda del tercer trimestre alcanzaron $73 mil y $152 mil millones respectivamente. Cabe destacar lo relevante que resultó la diversificación de negocios, monedas y de geografías para mantener una generación importante de flujos de caja operacionales aún en un momento tan crítico como el que se atraviesa en Colombia. La estrategia ejecutada hasta el momento ha traído exposición a dinámicas de mercado muy diferentes de la mano de la expansión internacional, que en adición a la participación en el negocio de distribución ha permitido compensar en parte los efectos desfavorables de este fenómeno El Niño en Colombia. Resultado no operacional y ganancia neta En el resultado no operacional, se puede observar un aumento cercano a $32 mil millones en el gasto por diferencia en cambio, es importante destacar que en el Estado de Resultados (ERI) solo se refleja el efecto del endeudamiento en dólares de Zona Franca Celsia, el cual, como ustedes bien conocen, no representa una exposición real en términos de posición de caja dado que se tienen ingresos denominados en dólares que permiten cubrir las diferentes erogaciones de caja en esta moneda vía el ingreso de Cargo por Confiabilidad. La exposición activa de balance que resulta de la inclusión de los activos de Centroamérica generó una diferencia en cambio favorable de $130 mil millones, registrada en el patrimonio bajo el Otro Resultado Integral (ORI). También, en los gastos financieros se incluyen $21 mil millones asociados a las compañías en Centroamérica y se presenta un incremento en el costo medio de los programas de bonos corporativos de Colombia por el comportamiento del IPC. Sobre la estructura financiera en Centroamérica, durante octubre se dio la capitalización del 65% de la deuda subordinada de BLM por parte de ambos socios lo que repercutirá en menores intereses por aproximadamente USD 5,5 millones anuales. Sobre los impuestos, es importante destacar: i) la sobretasa del CREE (+8%) y ii) la mayor depreciación bajo NIIF que no se reconoce en términos fiscales. Como resultado de todo lo anterior, para el cierre del tercer trimestre, la ganancia neta de la compañía registró una pérdida de $41 mil millones. Al descontar el interés minoritario, la ganancia neta atribuible a los propietarios de la controladora registró una pérdida de $71 mil millones. En el año acumulado estos valores registran pérdidas de $19 mil millones y $90 mil millones respectivamente.

8 Inversión y plan de expansión Al cierre del tercer trimestre 2015, se ejecutaron inversiones consolidadas por $191 mil millones. En julio se dio la entrada en operación comercial del proyecto hidroeléctrico Cucuana de 58 MW, con el cual se completan 27 plantas de generación de energía, 22 a partir de fuentes renovables y para el cual en su construcción fueron invertidos cerca de $335 mil millones. La generación a la fecha ha sido de 20 GWh y la capacidad proyectada inicial de la central se incrementó en 3 MW. En el negocio de distribución, al cierre del tercer trimestre de 2015, se realizaron inversiones por $42 mil millones, principalmente en la compra de equipos para el plan de pérdidas, la reposición de elementos en subestaciones y redes y la instalación de nuevos servicios de energía. También, con la aprobación por parte del Ministerio de Minas y Energía, de las iniciativas para crecer en el negocio de distribución a nivel nacional se estarían incrementando los ingresos esperados por $ millones. La primera iniciativa es el proyecto de ampliación de la capacidad de una subestación y de mejoras en otras dos subestaciones de la Guajira, con un valor de adjudicación de $34 mil millones y entrada en operación esperada para finales de El segundo es la construcción de una subestación a 115 kilovoltios en Montería, con un valor de adjudicación de $44 mil millones y entrada en operación esperada para finales de Y la tercera, permitirá inyectar potencia hacia subestaciones en Valledupar con un valor de adjudicación de $ millones y entrada en operación esperada para marzo de Estos proyectos son atractivos en tanto representan ingresos estables por 25 años desde su entrada en operación y ofrecen un interesante retorno sobre las inversiones a realizar. Estado de flujo de efectivo En lo corrido del año, las operaciones generaron efectivo por $566 mil millones. Los recursos fueron aplicados principalmente de la siguiente manera: el pago de impuestos que incluye impuesto de renta e impuesto a la riqueza por $335 mil millones, CapEx por $191 mil millones, dividendos netos por $177 mil millones y servicio neto de la deuda por $101 mil millones. Flujo de efectivo (COP mill.) Total año acumulado EBITDA 566,228 (+) Necesidades Netas de KW 42,941 (-) Impuestos (335,814) Total Flujo de Caja Operación 273,355 Flujo de Caja de Inversión (-) CapEx (191,278) Total Flujo de Caja de Inversión (191,278) Flujo de Dividendos (+) EPSA / Cetsa 119,639 (+) Otros Dividendos 75,424 Total Flujo de Dividendos 197,156 Flujo de Caja Libre de la Compañía 279,233 Flujo de Caja Financiero (-) Amortización (189,673) (-) Intereses (146,422) (+) Desembolso Crédito 234,204 Obligaciones Financieras Totales (101,891) (+) Otros Ingresos 62,838 (-) Otros Egresos (121,800) (+) Rendimientos Financieros y Otros 11,734 (-) Dividendos (372,381) Total Flujo de Caja Financiero (521,500) Total Flujo de Caja del Período (242,267) (+) Caja Inicial 607,228 Saldo de Caja Final 364,961

9 Estados Financieros Estado de Resultados Integrales, ERI consolidado Expresado en millones de pesos colombianos * CELSIA S.A. E.S.P. ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADO Expresados en millones de pesos colombianos Quarter YTD Ingresos consolidados 3T 15 3T Generación de energía eléctrica 517, ,868 1,560,658 1,240,655 Comercialización minorista 190, , , ,476 Uso y conexión de redes 57,544 53, , ,446 Comercialización de gas y de transporte 18,891 9,801 55,147 25,763 Otros servicios operacionales 12,759 9,092 36,491 35,895 Ingresos ordinarios 796, ,316 2,352,514 1,928,234 Costos de ventas -676, ,336-1,881,264-1,218,470 GANANCIA BRUTA 119, , , ,765 Margen bruto 15.0% 29.7% 20.0% 36.8% Otros ingresos 14,266 3,317 47,126 15,470 Gastos de administración -46,588-32, ,966-86,345 Otros gastos -2,096-35,864-57,113-47,925 GANANCIA ANTES DE FINANCIEROS 85, , , ,964 Resultado financiero - ingresos financieros 1,721 7,690 10,667 27,842 Resultado financiero - gastos financieros -64,115-36, , ,664 Diferencia en cambio (neto) -37,040-5,142-52,166-4,051 GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS -13,991 68, , ,091 Impuesto a las ganancias -27,682-39, , ,783 GANANCIA NETA -41,674 29,179-19, ,308 Margen Neto -34.8% 17.5% -4.1% 45.3% GANANCIA (PERDIDA) ATRIBUIBLE A propietarios de la controladora -71,150 1,276-90, ,115 A participaciones no controladoras 29,476 27,902 71, ,193 GANANCIA (PERDIDA) -41,674 29,178-19, ,308 EBITDA 152, , , ,985 MARGEN EBITDA 19% 32% 24% 39% DEPRECIACION Y AMORTIZACIÓN 79,054 42, , ,568

10 Estado de la Situación Financiera, ESF - consolidado Expresado en millones de pesos colombianos ESTADO DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADO Sep-15 Dec-14 Propiedades, plantas y equipos 7,081,583 6,827,615 Propiedades de inversión 23,471 19,413 Bienes adquiridos en leasing financiero 254, ,702 Activos intangibles, netos (Concesiones - Estudios) 368, ,064 Otros activos financieros no corrientes (invers. permanentes) 376, ,514 Deudores comerciales y otras por cobrar no corrientes 3,264 30,453 Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, no corrientes 0 0 Plusvalía 659, ,968 Impuesto diferido activo 74,575 69,886 Otros activos 2,700 4,742 TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 8,844,912 8,400,356 Efectivo y equivalentes al efectivo 286, ,747 Otros activos financieros corrientes (portafolio) 78, ,753 Otros activos no financieros (Gastos pagados por anticipado) 25,669 51,518 Deudores comerciales y otras ctas por cobrar, netos 553, ,305 Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corrientes Inventarios (Incluye en tránsito) 124,423 72,318 Activos por impuestos corrientes, netos 199,427 29,674 TOTAL ACTIVO CORRIENTE 1,268,414 1,154,314 TOTAL ACTIVO 10,113,326 9,554,670 Capital emitido Primas de emisión 298, ,146 Reservas 2,471,189 2,383,907 Ganancias (pérdidas) del ejercicio -90, ,632 Ganancias acumuladas (ORI) 518, ,380 Ganancias acumuladas balance apertura 26,435 26,437 Total patrimonio atribuíble a los propietarios de la controladora 3,223,911 3,284,682 Efecto neto consolidación balance de apertura Participaciones no controladoras 963,998 1,112,105 TOTAL PATRIMONIO NETO 4,187,909 4,396,787 Obligaciones financieras no corrientes 3,000,957 2,656,732 Otras provisiones no corrientes 152, ,502 Pasivos por impuestos diferidos, netos 521, ,653 Provisiones por beneficios a los empleados, no corrientes 123, ,069 TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 3,799,200 3,474,955 Obligaciones financieras corrientes 1,410,937 1,070,230 Cuentas por pagar corrientes 480, ,522 Cuentas por pagar a entidades relacionadas 0 0 Otras provisiones, corrientes 36,840 34,938 Pasivos por impuestos, corrientes, netos 159, ,080 Provisiones por beneficios a los empleados, corrientes 23,721 13,646 Otros pasivos no financieros, corrientes 14,871 19,512 TOTAL PASIVO CORRIENTE 2,126,218 1,682,928 TOTAL PASIVO 5,925,418 5,157,883 TOTAL PATRIMONIO Y PASIVO 10,113,326 9,554,670

11 Proforma ERI Colombia Expresado en millones de pesos colombianos OPERACIONES DE COLOMBIA ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADO Expresados en millones de pesos colombianos T 15 3T 14 Generación de energía eléctrica 360, ,868 Comercialización minorista 190, ,340 Uso y conexión de redes 57,544 53,216 Comercialización de gas y de transporte 18,891 9,801 Otros servicios operacionales 9,776 9,092 Ingresos ordinarios 637, ,316 Costos de ventas -544, ,336 GANANCIA BRUTA 92, ,980 Margen bruto 14.6% 29.7% Otros ingresos 13,267 3,317 Gastos de administración -37,580-32,329 Otros gastos -1,877-35,864 GANANCIA ANTES DE FINANCIEROS 66, ,104 Resultado financiero - ingresos financieros 1,665 7,690 Resultado financiero - gastos financieros -43,010-36,473 Diferencia en cambio (neto) -36,935-5,142 GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS -11,627 68,179 Impuesto a las ganancias -29,094-39,001 GANANCIA NETA -40,721 29,179 Margen Neto -43.9% 17.5% GANANCIA (PERDIDA) ATRIBUIBLE A propietarios de la controladora -71,743 1,276 A participaciones no controladoras 31,022 27,902 GANANCIA (PERDIDA) -40,721 29,178 EBITDA 103, ,594 MARGEN EBITDA 16% 32% DEPRECIACION Y AMORTIZACIÓN 48,699 42,942

12 Proforma ERI Centroamérica Expresado en millones de pesos colombianos OPERACIONES CENTROAMERICA ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADO Expresados en millones de pesos colombianos T 15 3T 14 * Generación de energía eléctrica 156, ,961 Otros servicios operacionales 2,983 3,639 Ingresos ordinarios 159, ,600 Costos de ventas -132, ,125 GANANCIA BRUTA 27,018 12,476 Margen bruto 16.9% 8.1% Otros ingresos Gastos de administración -9,008-8,309 Otros gastos GANANCIA ANTES DE FINANCIEROS 18,790 4,301 Resultado financiero - ingresos financieros 56 0 Resultado financiero - gastos financieros -21,106-21,722 Diferencia en cambio (neto) GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS -2,365-17,421 Impuesto a las ganancias 1, GANANCIA NETA ,581 Margen Neto -3.5% -10.7% GANANCIA (PERDIDA) ATRIBUIBLE A propietarios de la controladora 593 ND A participaciones no controladoras -1,546 ND GANANCIA (PERDIDA) -953 ND EBITDA 48,365 ND MARGEN EBITDA 30% ND DEPRECIACION Y AMORTIZACIÓN 30,355 ND *Se presentan los EEFF proforma del 2014 para mayor facilidad en el análisis. Los estados financieros de 2014 pueden no ser comparables con los del 2015 debido principalmente a la incorporación de CTC en los resultados del 2015 y a la homologación de cuentas realizada por Celsia después de la adquisición de los activos a GDF SUEZ.

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