Informe trimestral de resultados 2T

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1 Informe trimestral de resultados 2T

2 Cifras relevantes Var. trimestre 2014 vs. 20 (T14/T) 3,8% Demanda -1,5% Aportes hidrológicos 106% Precios spot 1% Precios contratos Mc 1% Producción SIN 12% Producción Celsia 37% Ingresos consolidados 28% Costo de ventas 47% Ebitda 47% Utilidad neta 2

3 Contenido Celsia en cifras... 4 Informe del mercado eléctrico... 5 Resultados operativos y financieros... 8 Resultados financieros individuales Plan de Inversiones y Expansión Estados Financieros

4 Celsia en cifras Resultados financieros consolidados Resultados financieros consolidados Unidades Acum. año 2014 Acum. año 20 2T2014 2T20 Ingresos operacionales COP mm Utilidad operacional COP mm Ebitda COP mm Margen Ebitda % 41,05% 37,30% 41,84% 38,82% Utilidad neta COP mm Negocio de generación: Celsia, Zona Franca Celsia, EPSA y CETSA Generación Unidades Acum. año 2014 Acum. año 20 2T2014 2T20 Energía producida GWh Hidráulica GWh Térmica GWh Energía vendida total GWh Ventas en contratos GWh Transacciones en bolsa GWh Negocio de distribución: EPSA y CETSA Distribución Unidades Acum. año 2014 Acum. año 20 2T2014 2T20 Pérdidas de energía % 8,97% 8,97% 8,97% 8,97% Recaudo % 98,3% 99,5% 98,3% 99,5% SAIDI - EPSA/CETSA Horas 6,1 7,8 3 4,5 SAIFI - EPSA/CETSA Veces 8,1 9,0 3,9 5,2 Comercialización minorista Unidades Acum. año 2014 Acum. año 20 2T2014 2T20 Ventas mercado regulado GWh Ventas mercado no regulado GWh Usuarios Número

5 Informe del mercado eléctrico Demanda +3,8% T14/T +4,3% AA14/AA La demanda de energía acumulada del Sistema Interconectado Nacional (SIN) durante el segundo trimestre de 2014 fue GWh, correspondiente a un incremento del 3,8% con respecto al mismo período de 20. Las regiones más representativas de mayor crecimiento fueron Costa Caribe con 6% y Oriente con 5% frente al año anterior. Por su parte, la demanda comercial regulada fue de GWh, superior en 5%, mientras que la demanda comercial no regulada creció un 1,1% frente al 20, para alcanzar GWh. Los mejores desempeños de la demanda durante el año están asociados principalmente a la conexión de una carga especial en el campo Rubiales al sistema en febrero, por lo que la señal de crecimiento estará influenciada, durante estos meses, por esta condición. 15% 10% 5% 0% -5% -10% ene- feb- mar- abr- may- jun- jul- ago- sep- oct- nov- dic- ene- 14 feb- 14 mar- 14 abr- 14 may- 14 jun- 14 Antioquia Caribe Valle Centro Oriente Comportamiento hidrológico -1,5% T14/T +5,6% AA14/AA La hidrología en el segundo trimestre de 2014 mostró un comportamiento deficitario, concentrado en abril y mayo, estando en un 88% del promedio histórico. Este comportamiento es similar a lo ocurrido en el mismo trimestre del año anterior, donde la hidrología estuvo al 90% del promedio histórico. Los aportes hidrológicos del SIN durante el segundo trimestre de 2014 fueron de GWh, inferiores en un 1,5% a los presentados en el mismo período de 20. La hidrología estuvo afectada, en parte, por las condiciones de calentamiento que se vienen presentando en el océano Pacífico, las cuales refuerzan las probabilidades de la ocurrencia de un evento El Niño en lo que resta del año. Los aportes hidrológicos de EPSA durante el segundo trimestre de 2014 fueron de 946 GWh, superiores en un 2,3% a los presentados en el mismo período de 20 y representan un 98% del promedio histórico 5

6 jun-12 sep-12 dic-12 mar- jun- sep- dic- mar-14 jun-14 GWh $/KWh Informe trimestral de resultados Promedio histórico Aporte real Precio bolsa Producción de energía del SIN +1,2% T14/T +2,5% AA14/AA La energía total producida en el SIN en los meses de abril a junio de 2014 fue de GWh, con un crecimiento del 1,2% respecto a igual periodo de 20, la cual fue suministrada en un 65% por las plantas hidroeléctricas y en un 35% por las térmicas. Respecto al mismo período de 20, la generación hídrica disminuyó un 10% y la térmica se incrementó un 31% debido a la hidrología deficitaria presentada en el trimestre. Del total de energía generada durante el segundo trimestre, el 19% corresponde a la generación por seguridad Generación por tecnologías - SIN 35% 27% 30% 27% 27% 28% 29% 22% 16% 15% 1T2012 2T2012 3T2012 4T2012 1T20 2T20 3T20 4T20 1T2014 2T % 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Generación hidráulica SIN (GWh) Generación Cogeneradores SIN (GWh) Generación térmica SIN (GWh) Generación térmica SIN % Precio de la energía +106% T14/T Precios spot +1% AA14/AA Precios contratos Mc Las condiciones hidrológicas inferiores a los promedios históricos contribuyeron a que el precio de bolsa alcanzara entre abril y junio de 2014 los 363 $/kwh, lo que significa un incremento del 106% respecto al precio promedio del mismo período de 20, el cual fue de 176 $/kwh. Por su parte, el precio promedio de contratos con destino al mercado regulado, denominado Mc, se ubicó en 145,3$/kWh, un 1% superior al presentado durante el mismo período de 20. 6

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8 Resultados operativos y financieros Producción y comercialización de energía Indicador +12% T14/T +10% AA14/AA Unidad Trim. (2Q2014) Trim. (2Q20) Celsia GWh Participación % SIN % 10,8% 9,7% Celsia individual GWh ZF Celsia (GWh) GWh EPSA (GWh) GWh La producción de energía de Zona Franca Celsia durante el segundo trimestre de 2014 fue de 602 GWh, superior en 37 GWh a los producidos en el mismo período de 20, debido a mayores requerimientos de generación térmica dados los menores aportes hidrológicos y las alertas de ocurrencia de un evento El Niño durante el año. Durante el segundo trimestre de 2014, del total de generación de seguridad del área Caribe, el 15% fue cubierta con generación de las unidades Flores I y Flores IV. La generación de Meriléctrica presentó un incremento durante el segundo trimestre de 2014, alcanzando 120 GWh, comparado con 52 GWh obtenidos en el mismo periodo del año anterior, explicado principalmente por condiciones de precios y la gestión de combustibles. De esta forma, las plantas térmicas de Celsia y Zona Franca Celsia generaron durante el segundo trimestre de 2014, 722 GWh, lo que corresponde a un incremento del 17% frente al mismo trimestre del año anterior. 8

9 Ingresos Trimestre Ingresos Operacionales Consolidados % Ventas de energía eléctrica en Bolsa % Cargo por Confiabilidad ,4% Comercialización mercado mayorista % Generación y comercialización mayorista de energía eléctrica % Comercialización de eléctricidad mercado regulado % Comercialización de eléctricidad mercado no regulado % Comercialización minorista de energía eléctrica % Uso y conexión de redes % Comercialización de gas natural y capacidad de transporte ,4% Otros servicios operacionales % Otros servicios % TOTAL INGRESOS OPERACIONALES % +37% T14/T +17% AA14/AA Los ingresos consolidados de Celsia en el segundo trimestre de 2014 alcanzan $ millones, 37% superior a lo alcanzado en el mismo período de 20, debido principalmente a mayores ventas por generación por mérito, mayores volúmenes de generación, mayores volúmenes de ventas de energía en contratos de largo plazo y mayores cantidades y tarifa de venta en las ventas de comercialización minorista al Mercado No Regulado. Los ingresos del cargo por confiabilidad fueron inferiores, en un 19%, a los presentados en el mismo período del año anterior, debido a una menor prorrata que se tiene en la asignación de 2014 y a la disminución de la TRM durante el trimestre. Distribución de los ingresos 3% 2% 26% 34% 42% 54% 9% 6% 2% 2% 10% 10% 2Q14 2Q 9

10 Costos y gastos operacionales En el segundo trimestre de 2014 los costos de ventas fueron $ millones, un 28% superiores a los del mismo periodo de 20, cuando registraron $ millones. Este aumento se explica principalmente por mayores costos en las compras de energía realizadas, mayores consumos de combustible y transporte de gas, mayores costos por CERE, contribuciones e impuestos asociados a la mayor generación y mayores costos por el mantenimiento realizado en el trimestre a Flores IV. Los gastos operacionales del trimestre fueron $34.8 millones comparados con $ millones, un 23% superior al mismo periodo del año anterior, explicado principalmente por aumento en comisiones y honorarios, por los estudios realizados para la evaluación de alternativas de inversión y proyectos de expansión. Utilidad operacional y ebitda Durante el segundo trimestre de 2014, la utilidad operacional consolidada fue $ millones, un 54% superior a la presentada en el segundo trimestre del año anterior. Este incremento se explica principalmente por la contribución positiva del margen de generación dado los mayores ingresos netos por ventas en Bolsa y una mayor generación de las plantas. La gráfica presentada a continuación muestra la evolución del ebitda y su margen. El ebitda consolidado de la compañía para el segundo trimestre alcanzó $ millones, equivalente a un aumento del 47% frente al segundo trimestre de 20, cuando este rubro fue $ millones. El margen ebitda alcanzó un 42% comparado con el 39% obtenido en el mismo trimestre del año anterior. Estos indicadores fueron superiores a los presentados durante los diferentes trimestres de 20, debido a las condiciones de la bolsa de energía, al mayor despacho de las centrales de la organización gracias a la disponibilidad de los activos y de combustible y a eficiencias en costos operacionales. 10

11 Utilidad no operacional El valor total neto de otros ingresos y gastos del segundo trimestre de 2014 fue -$ millones, en comparación con -$ millones del mismo periodo del año anterior. A continuación se destacan los principales rubros: Los otros ingresos no operacionales del 2014 son inferiores a los presentados el año anterior porque en el segundo trimestre de 20 se recibieron $ millones de la indemnización del seguro por el siniestro de Flores I de La disminución del 8% en los gastos financieros del segundo trimestre del año se debe principalmente al proceso de emisión de bonos y recomposición de la deuda en Celsia y al menor valor de la deuda dada la amortización de la deuda en Zona Franca Celsia. La diferencia en cambio neta contribuyó positivamente a los resultados no operacionales en $4.669 millones, ante el comportamiento de revaluación del peso en el segundo trimestre de este año, comparado con un valor negativo de $7.605 millones presentado en el mismo periodo del año anterior. Utilidad neta Finalmente para el cierre del segundo trimestre del año la utilidad neta alcanzada fue de $ millones incrementándose un 47% frente al segundo trimestre de 20, cuando había sido $ millones. Balance General En el balance general consolidado se destaca, el incremento del 25% de los activos corrientes frente al mismo periodo del año anterior, asociado principalmente a las mayores ventas de energía y a los dividendos decretados por las compañías en las que se tiene participación. Por su parte, en el pasivo no corriente las cuentas por pagar presentaron un incremento del 31% debido, en su mayoría, a los dividendos decretados en 2014 sumado, a las compras de combustible, costos variables de generación y el mantenimiento de las plantas. También del pasivo no corriente, se destaca la disminución del 15% en las obligaciones financieras frente al mismo período del año anterior, debido al abono a capital realizado en mayo a la deuda de Zona Franca Celsia. 11

12 Resultados financieros individuales Celsia Ingresos operacionales Acumulado Trimestre Ingresos Operacionales Celsia Variación Variación Ventas de energía eléctrica en Bolsa % % Cargo por Confiabilidad % ,1% Comercialización mercado mayorista % % Generación y comercialización mayorista de energía eléctric % % Comercialización de gas natural y capacidad de transporte % % Otros servicios % % TOTAL INGRESOS OPERACIONALES % ,6% En el segundo trimestre del año, los ingresos operacionales alcanzaron $ millones, 7% superiores a los ingresos recibidos en 20. Por concepto de ventas de energía en bolsa y comercialización mayorista, los ingresos a junio fueron 15% superiores a los del segundo trimestre del año anterior, alcanzando $ millones en Esto se explica principalmente, por la mayor generación de Meriléctrica, así como mayores cantidades de energía vendida en contratos. Los ingresos de Cargo por Confiabilidad durante el trimestre, fueron $8.264 millones, 15% inferiores a los ingresos del año pasado, debido a la prorrata aplicada a las plantas existentes y al efecto de la disminución en la TRM del período. En la comercialización de gas y transporte, los ingresos fueron 21% inferiores a los del mismo trimestre del año anterior, debido principalmente a mayores requerimientos de generación. Costos y gastos operacionales Durante el segundo trimestre, el costo total de ventas fue $ millones, 93% superior a los costos de 20. En los costos variables, se destacan el costo de combustible asociado a la mayor generación de Meriléctrica y mayores costos de compras de energía por los precios elevados. Por su parte en los costos fijos se registraron mayores costos de transporte de gas. Los gastos de administración del trimestre fueron $ millones, 53% superior a los del año anterior, explicado principalmente por mayores costos de comisiones y honorarios, por los estudios realizados para la evaluación de alternativas de inversión y proyectos de expansión. 12

13 Utilidad operacional y ebitda La utilidad operacional en el segundo trimestre fue -$ millones, comparada frente a $ del mismo período de 20. La disminución presentada se explica, principalmente, por el mayor valor de compras de energía debido al alza significativa de precios spot en el mercado. Por su parte, el ebitda del trimestre fue -$ millones, frente a $ del año anterior; y el margen ebitda fue -31% inferior al 27% obtenido en el mismo periodo de 20. Utilidad no operacional La suma total de ingresos y gastos no operacionales del trimestre fue $ millones, superior a los $ millones de 20, explicado principalmente por el incremento en los ingresos de método de participación dados los positivos resultados en Zona Franca Celsia y en EPSA. Utilidad neta Finalmente, la utilidad neta del trimestre alcanzó $ millones, 47% superior a la del mismo periodo del año anterior. Zona Franca Celsia Ingresos operacionales Acumulado Trimestre Ingresos Operacionales Zona Franca Celsia Variación Variación Ventas de energía eléctrica en Bolsa % % Cargo por Confiabilidad % % Comercialización mercado mayorista % - - Generación y comercialización mayorista de energía eléctri % % Comercialización de gas natural y capacidad de transporte % % Otros servicios % % TOTAL INGRESOS OPERACIONALES ,3% ,3% Durante el trimestre los ingresos operacionales de Zona Franca sumaron $ millones, superiores a los $ millones del mismo periodo del año anterior. Los ingresos recibidos por ventas en bolsa estuvieron 52% por encima de los del año anterior debido principalmente a la mayor energía generada, así como a una mayor proporción de energía vendida en el mérito frente a las ventas de seguridad de períodos anteriores. Por Cargo por Confiabilidad, los ingresos del trimestre fueron 18% inferiores, debido principalmente a una menor cantidad de OEF así como a la disminución de la TRM durante el trimestre. Costos y gastos operacionales Los costos del trimestre fueron $ , 7% por encima de los del mismo trimestre del año anterior, cuando fueron $ , debido a la mayor generación registrada en esta planta. Este incremento fue, por debajo del incremento que se presentó de los ingresos.

14 Utilidad operacional y ebitda Los resultados operacionales presentados por esta central en el período, le permiten alcanzar una utilidad operacional en el trimestre de $ millones, 183% superior a la presentada en el mismo periodo de 20. El ebitda alcanzó $ millones, 157% superior al del mismo trimestre del año anterior y el margen ebitda fue de 44%, superior al 25% presentado en el mismo periodo de 20. Zona Franca Celsia contribuye significativamente al resultado operacional de los últimos tres meses, debido principalmente al mayor nivel de actividad y a las condiciones del mercado eléctrico a causa de la situación de aportes hidrológicos experimentada en el periodo, las cuales ocasionaron mayores precios en bolsa. Utilidad no operacional Durante el trimestre, el total de ingresos y gastos no operacionales fue 36% inferior a la del trimestre del año anterior, explicado por el ingreso no operacional presentado en 20 producto de la indemnización de seguros por el siniestro de Flores I de Utilidad neta En el segundo trimestre, la utilidad neta de Zona Franca fue $ millones, 165% superior a los $ millones de

15 Plan de Inversiones y Expansión La organización realizó, en el primer semestre de 2014, una inversión total de $ millones en el desarrollo de su plan de inversiones y expansión. En el negocio de generación, se alcanza para Cucuana un avance del 88% y para el Bajo Tuluá 86%. Se proyecta que las dos centrales inicien operación comercial a finales del segundo semestre. En el proyecto Cucuana, de 55 MW, se avanzó en el desvío de los ríos Cucuana y San Marcos, se inició la etapa de montaje de los equipos en casa de máquinas y se finaliza la construcción de la línea de transmisión de 115KV que lleva energía de la central Hidroeléctrica a la subestación de interconexión Mirolindo en Ibagué con una longitud de 64 Km. En el proyecto Bajo Tuluá, de 20 MW, se finalizó la construcción de casa de máquinas, se realizó el proceso de montaje de generadores y válvulas y las turbinas se encuentran en puerto colombiano a la espera del proceso de nacionalización, próximamente se transportarán a la casa de máquinas para integrarse a la etapa de montaje. En cuanto al proyecto de combustible líquido, durante el segundo trimestre del 2014, se ejecutaron las obras civiles y el montaje electromecánico de equipos y tuberías en el interior de Zona Franca Celsia. A la fecha, se están realizando la limpieza de tuberías, las conexiones finales y las pruebas de funcionamiento para contar con la disponibilidad de la operación para agosto de este año. Para los proyectos Porvenir II y San Andrés se continúa a la espera de la respuesta de las autoridades ambientales correspondientes para el inicio de construcción. En el negocio de Distribución, en el cual participamos a través de EPSA y Cetsa, al segundo trimestre del 2014, se continuó con la ejecución del proyecto de ampliación de la capacidad de transformación en la subestación Cartago; las inversiones en activos de reposición en redes, transformadores y elementos de protección y telecontrol; avances en el plan de pérdidas elaborado por la compañía, y se realizaron inversiones en proyectos de provisión de servicio de energía eléctrica para nuevos usuarios. El proyecto de ampliación de la subestación Cartago presenta un avance del 31% y se espera la entrada en servicio hacia el cuarto trimestre de este año. 15

16 Estados Financieros Estados financieros consolidados Celsia Cifras en Millones de pesos Acumulado Trimestre % % Generación y comercialización mayo % % Comercialización minorista de energ % % Uso y conexión de redes % % Comercialización de gas natural y ca % % Otros servicios operacionales % % TOTAL INGRESOS OPERACIONALES % % Costo de ventas ( ) ( ) 10% ( ) ( ) 29,8% Depreciación y amortizaciones (54.976) (50.782) 8% (27.498) (25.384) 8% COSTO DE VENTAS ( ) ( ) 10% ( ) ( ) 28% Administración (50.355) (41.158) 22% (28.604) (21.787) 31% Depreciación y amortizaciones (12.427) (.047) -5% (6.209) (6.520) -5% GASTOS OPERACIONALES (62.782) (54.205) 16% (34.8) (28.307) 23,0% UTILIDAD OPERACIONAL % % EBITDA % ,2% MARGEN EBITDA 41% 37% 41,8% 38,8% Ingresos financieros % % Ingreso método de participación Otros Ingresos no operacionales % % Gastos financieros (68.853) (74.956) -8% (35.363) (38.518) -8,2% Otros gastos no operacionales (43.760) (39.385) 11% (4.695) (4.073) 15% Diferencia en cambio neta (.698) -108% (7.605) -161% TOTAL INGRESOS Y GASTOS NO OP (77.756) (78.401) -1% (21.347) (24.833) -14% UTILIDAD NETA ANTES DE PROVISIÓ % % Provisión para impuesto sobre la rent ( ) (98.545) 48% (91.584) (49.547) 85% Participación de intereses minoritario ( ) (69.032) 55% (69.743) (40.785) 71% UTILIDAD NETA % ,4% 16

17 BALANCE GENERAL Trimestre diciembre- % Disponible % Inversiones temporales % Deudores, neto % Inventarios % Gastos pagados por anticipado % TOTAL ACTIVO CORRIENTE % Deudores, neto % Inventario % Inversiones permanentes, neto % Propiedades, planta y equipo, neto % Cargos diferidos, neto % Bienes adquiridos en leasing financiero, neto % Intangibles, neto % Otros activos % Valorizaciones y desvalorizaciones, neto % TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE % TOTAL ACTIVO % Obligaciones financieras % Bonos y papeles comerciales % Cuentas por pagar % Impuestos, gravámenes y tasas % Obligaciones laborales y de seguridad social integral % Pasivos estimados y provisiones % Pensiones de jubilación 0 0 Otros pasivos % TOTAL PASIVO CORRIENTE % Obligaciones financieras % Bonos y papeles comerciales % Impuestos, gravámenes y tasas 0 0 Pasivos estimados y provisiones % Pensiones de jubilación % Otros pasivos % TOTAL PASIVO NO CORRIENTE % TOTAL PASIVO % INTERES DE LA MINORIA % PATRIMONIO % TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO % 17

18 Estados financieros individuales Celsia Cifras en Millones de pesos Acumulado Trimestre ESTADO DE RESULTADOS % % Generación y comercialización mayorista de energía eléctrica % % Comercialización minorista de energía eléctrica Uso y conexión de redes Comercialización de gas natural y capacidad de transporte % % Otros servicios operacionales % % TOTAL INGRESOS OPERACIONALES % % Costo de ventas ( ) (1.856) 47% ( ) (59.391) 97% Depreciación y amortizaciones (7.610) (6.481) 17% (3.806) (3.241) 17% COSTO DE VENTAS ( ) (8.337) 45% ( ) (62.631) 93,0% Administración (28.202) (20.528) 37% (17.211) (10.841) 59% Depreciación y amortizaciones (2.453) (2.339) 5% (1.230) (1.175) 5% GASTOS OPERACIONALES (30.654) (22.867) 34% (18.441) (12.016) 53% UTILIDAD OPERACIONAL (23.406) % (36.886) % EBITDA (.344) % (31.851) % MARGEN EBITDA -6% 21% -31,1% 27% Ingresos financieros % % Ingreso método de participación % % Otros Ingresos no operacionales % % Gastos financieros (30.374) (35.844) -15% (15.746) (17.409) -10% Otros gastos no operacionales (6.514) (3.495) 86% (222) (365) -39% Diferencia en cambio neta (1.449) % (2.363) % TOTAL INGRESOS Y GASTOS NO OPERACIONALES, NETO % ,2% UTILIDAD NETA ANTES DE PROVISIÓN PARA IMPUESTO SOB % ,4% Provisión para impuesto sobre la renta (921) (866) 6% (372) (243) 53% UTILIDAD NETA % ,4% Cifras en Millones de pesos 18

19 BALANCE GENERAL Trimestre diciembre- % Disponible % Inversiones temporales % Deudores, neto % Inventarios Gastos pagados por anticipado % TOTAL ACTIVO CORRIENTE % Deudores, neto % Inventario % Inversiones permanentes, neto % Propiedades, planta y equipo, neto % Cargos diferidos, neto % Bienes adquiridos en leasing financiero, neto 0 0 Intangibles, neto % Otros activos % Valorizaciones y desvalorizaciones, neto % TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE % TOTAL ACTIVO % Obligaciones financieras % Bonos y papeles comerciales % Cuentas por pagar % Impuestos, gravámenes y tasas % Obligaciones laborales y de seguridad social integral % Pasivos estimados y provisiones % Pensiones de jubilación 0 0 Otros pasivos % TOTAL PASIVO CORRIENTE % Obligaciones financieras 0 0 Bonos y papeles comerciales % Impuestos, gravámenes y tasas 0 0 Pasivos estimados y provisiones 0 0 Pensiones de jubilación 0 0 Otros pasivos 0 0 TOTAL PASIVO NO CORRIENTE % TOTAL PASIVO % PATRIMONIO % TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO % 19

20 Estados financieros individuales Zona Franca Cifras en Millones de pesos Acumulado Trimestre ESTADO DE RESULTADOS % % Generación y comercialización mayorista de energía eléctrica % % Comercialización minorista de energía eléctrica Uso y conexión de redes Comercialización de gas natural y capacidad de transporte % % Otros servicios operacionales % % TOTAL INGRESOS OPERACIONALES % % Costo de ventas ( ) ( ) -11% ( ) ( ) 7% Depreciación y amortizaciones (.367) (.394) 0% (6.685) (6.697) 0% COSTO DE VENTAS ( ) ( ) -10% ( ) ( ) 7% Administración (1.779) (887) 101% (1.217) (516) 6% Depreciación y amortizaciones (5) (6) -22% (2) (3) -22% GASTOS OPERACIONALES (1.784) (892) 100% (1.219) (519) 5% UTILIDAD OPERACIONAL % % EBITDA % % MARGEN EBITDA 36% 24% 43,8% 25% Ingresos financieros % % Ingreso método de participación Otros Ingresos no operacionales % % Gastos financieros (10.101) (9.921) 2% (4.981) (5.009) -1% Otros gastos no operacionales (837) (101) 727% (6) (100) -94% Diferencia en cambio neta (16.639) -1% (9.862) -172% TOTAL INGRESOS Y GASTOS NO OPERACIONALES, NETO (6.148) (3.557) 73% % UTILIDAD NETA ANTES DE PROVISIÓN PARA IMPUESTO SO % % Provisión para impuesto sobre la renta (20.351) (11.360) 79% (17.171) (6.477) 165% UTILIDAD NETA % % 20

21 Cifras en Millones de pesos BALANCE GENERAL Trimestre diciembre- % Disponible % Inversiones temporales % Deudores, neto % Inventarios Gastos pagados por anticipado % TOTAL ACTIVO CORRIENTE % Deudores, neto % Inventario % Inversiones permanentes, neto % Propiedades, planta y equipo, neto % Otros activos % Valorizaciones y desvalorizaciones, neto % TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE % TOTAL ACTIVO % Obligaciones financieras % Bonos y papeles comerciales 0 0 Cuentas por pagar % Impuestos, gravámenes y tasas % Obligaciones laborales y de seguridad social % Pasivos estimados y provisiones % Pensiones de jubilación 0 0 Otros pasivos 0 0 TOTAL PASIVO CORRIENTE % Obligaciones financieras % Bonos y papeles comerciales 0 0 Impuestos, gravámenes y tasas 0 0 Pasivos estimados y provisiones 0 0 Pensiones de jubilación 0 0 Otros pasivos 0 0 TOTAL PASIVO NO CORRIENTE % TOTAL PASIVO % PATRIMONIO % TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO % 21

22 Estados financieros individuales EPSA Cifras en Millones de pesos Acumulado a Junio Trimestre Variación 2T14 2T Variación Generación de energía eléctrica % % Comercialización minorista % % Comercialización de gas y de transporte % % Uso y conexión de redes % % Otros servicios operacionales % % TOTAL INGRESOS OPERACIONALES % % Costos variables ( ) ( ) 8% (5.023) ( ) 24% Costos fijos (95.552) (87.260) 10% (50.053) (42.719) 17% Depreciación y amortizaciones (34.000) (30.907) 10% (17.007) (15.446) 10% COSTO DE VENTAS ( ) ( ) 9% ( ) ( ) 20,9% Administración (19.641) (19.245) 2% (9.696) (10.190) -5% Depreciación y amortizaciones (3.582) (4.315) -17% (1.783) (2.148) -17% GASTOS OPERACIONALES (23.223) (23.560) -1% (11.479) (12.338) -7% UTILIDAD OPERACIONAL % % EBITDA % % MARGEN EBITDA 1 0 % 56% 49% 14% Ingresos financieros % % Ingreso método de participación Otros Ingresos no operacionales % % Gastos financieros (31.009) (28.127) 10% (15.901) (15.3) 5% Otros gastos no operacionales (31.556) (30.085) 5% (4.466) (2.700) 65% Diferencia en cambio neta % (36) % TOTAL INGRESOS Y GASTOS NO OPERACIONALES, NETO (47.005) (44.504) 6% (14.226) (.870) 3% UTILIDAD NETA ANTES DE PROVISIÓN PARA IMPUESTO S % % Provisión para impuesto sobre la renta ( ) (86.071) 45% (74.014) (42.631) 74% Participación de terceros (928) (966) -4% (453) (529) -14% UTILIDAD NETA % % 22

23 Cifras en Millones de pesos Jun-2014 Dic-20 Variación Disponible ,34% Inversiones temporales ,53% Deudores, neto ,40% Inventarios ,77% Gastos pagados por anticipado ,40% Total activo corriente ,04% Deudores, neto ,78% Inversiones permanentes, neto ,27% Propiedades, planta y equipo, neto ,80% Cargos diferidos, neto ,34% Bienes adquiridos en leasing financiero, neto ,97% Intangibles, neto ,28% Valorizaciones y desvalorizaciones, neto ,07% Total activo no corriente ,41% Total activo ,23% Obligaciones financieras ,50% Bonos y papeles comerciales ,61% Proveedores ,56% Cuentas por pagar ,37% Impuestos, gravámenes y tasas ,96% Obligaciones laborales y de seguridad social integra ,38% Pasivos estimados y provisiones ,07% Otros pasivos ,58% Total pasivo corriente ,91% Obligaciones financieras ,67% Bonos y papeles comerciales ,00% Pasivos estimados y provisiones ,44% Pensiones de jubilación ,54% Otros pasivos ,86% Total pasivo no corriente ,64% Total pasivo ,05% Interés minoritario ,09% Patrimonio ,05% Total pasivo y patrimonio ,23% 23

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