Informe para inversionistas Segundo trimestre 2010

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1 1 Bogotá D.C., septiembre de 2010 ÍNDICE Resumen ejecutivo y hechos relevantes. Desempeño de las compañías con control. EEB Transmisión. TGI DECSA EEC. Desempeño de las compañías sin control. Emgesa. Codensa. Gas Natural. REP y CTM. Desempeño financiero de EEB (consolidado). Vínculo al Informe para Inversionistas de TGI 2T 10: Anexo 1: Nota legal y aclaraciones. Anexo 2: Estados financieros consolidados e individuales de EEB. Anexo 3: Panorámica de EEB. Anexo 4: Términos técnicos y regulatorios. Anexo 5: Desagregación del Ebitda consolidado. Anexo 6: Pies de página de las tablas y graficas.

2 2 Resumen ejecutivo y hechos relevantes Tabla No 1 - Panorámica de los sectores eléctricos Colombia Perú Guatemala Capacidad instalada (MW) 13,496 7,158 2,029 Demanda 1S 10 (GWh) 27,862 2, Variación anual demanda (%) 4.7 7,2 10,3 Explicación variación demanda 2T 10 Demanda no regulada particularmente industria y minería. Fuentes: XM, Upme, COES (Perú), AMM (Guatemala) Alto crecimiento económico impulsado por el sector minero. Altas temperaturas por EL Niño Crecimiento industrial Tabla No 2 - Panorámica de los sectores de gas natural Colombia Perú Reservas probadas y probables (TPC) Demanda 1S 10 (mmpcd) 1, Crecimiento demanda (%) 16, Explicación variación demanda 2T 10 Demanda termoeléctrica asociada a bajas lluvias por El High economic growth driven by the mining sector. Niño. Fuentes: UPME; CNO; MEM Tabla No 3 - Resumen de los proyectos de expansión de EEB País Sector Inversión Estado Proyecto Usd Mm Guajira - TGI Colombia Transporte de gas natural % de la expansión en operación (35 mmpcd de un total de 70 mmpcd) En operación: 3T 10 Cusiana I y II - TGI Colombia Transporte de gas natural 370 En construcción Fase I: 3T 10 Fase II: 2T 11 ICA - Congas Perú Transporte y distribución de 287 En proceso estructuración financiera y 4T 12 gas natural contrataciones. Expansión sistema - Trecsa Guatemala Transmisión de electricidad 373 En proceso estructuración financiera y contratación. 4T 13

3 3 Tabla No 4 - Resumen de los proyectos de expansión de las empresas sin control Empresa Sector País Inversión Operación Proyecto usd mm (E) en: Quimbo Emgesa Generación electricidad Colombia Subestaciones (3) y red Codensa Distribución electricidad Colombia Ampliaciones a la concesión (4) REP Transmisión electricidad Perú Ampliaciones a la concesión y nuevas concesiones (13) CTM Transmisión electricidad Perú Tabla No 5 - Indicadores financieros consolidados de EEB Cop Mm 1S 10 1S 09 Var % F 09 Ingresos operacionales 471, , ,820 Utilidad operacional 214, , ,282 Dividendos decretados a EEB (año completo) 603, , ,566 Utilidad neta 776, , ,213 Dividendos y reservas decretados por EEB (año completo) 291, , ,272,537EBITDA consolidado UDM 1,242,854 1,059, ,053,942 Ultima calificación bonos 144 A S&P ( ): BB+ Fitch ( ): BB Tabla No 6 - Indicadores financieros inversiones sin control 1S 10 Cop Mm Usd mm Emgesa Codensa Gas Natural REP CTM Ingresos operacionales 979,203 1,368, , Utilidad operacional 438, , , Dividendos y reservas decretados a EEB 251, ,199 69, Reducciones de capital a EEB 229, Utilidad neta 264, , , EBITDA 1S , , , El EBITDA de EEB (UDM) tuvo un fuerte incremento (+17.3%) gracias, principalmente, a los mayores dividendos recibidos (+29.0%). El comportamiento del EBITDA tuvo un impacto positivo en los indicadores de apalancamiento y cobertura de intereses. Los resultados no operacionales de EEB le dieron un fuerte impulso a la Utilidad neta (+48.3%) por el impacto de la revaluación del peso sobre la valoración de la deuda financiera y los gastos financieros. La CREG aprobó (Resolución 110 de 2010) la base de activos y los parámetros para determinar la remuneración de los activos de transmisión en operación con anterioridad a 2001 (representan cerca del 80% de los ingresos de transmisión de EEB). De acuerdo con las estimaciones de la compañía, los ingresos la actividad de transmisión de EEB podrían aumentar en 2.2%. La compañía espera que la nueva forma de remunerar los activos de transmisión entre en vigencia antes de finalizar el año. Los resultados No operacionales de TGI le dieron un fuerte impulso a la Utilidad neta (+49,8%). La revaluación del Cop tuvo una incidencia importante en los resultados No operacionales por su impacto en el valor de la deuda (100% contratada en dólares) y en la reducción de los gatos financieros.

4 4 En julio de 2010 TGI contrató coberturas cambiarias por un monto nocional de US 100 mm. La operación de cobertura reduce la exposición cambiaria del principal de la deuda de TGI, por cuanto le permite fijar el precio futuro al que la compañía comprará dólares para el pago del principal del bono emitido en el mercado internacional de capitales (USD $750 millones; Octubre 2017; 9,75%). Con la operación, la compañía avanzó en la ejecución de su estrategia de cobertura de riesgo cambiario completando a la fecha operaciones por un monto nocional de US$300 millones. La Utilidad neta de DECSA (compañía controlante de EEC) se multiplicó por siete gracias a la gestión que se viene desarrollando en reducir las pérdidas de energía, recuperar la cartera vencida,, racionalizar la planta de personal, entre otros. Congas Perú (75% EEB; 25% TGI) está finalizando la ingeniería detallada del Gasoducto Regional de Ica e iniciando el proceso de contratación de la tubería y las obras civiles. De otra parte, la empresa finalizó el proceso de audiencias públicas relacionadas con el Estudio de Impacto Ambiental y está a la espera de la aprobación respectiva por parte del Ministerio de Energía y Minas del Perú. Adicionalmente, suscribió el contrato de suministro con el productor de gas, espera cerrar pronto las negociaciones del contrato de transporte y los contratos comerciales con los clientes finales y continúa trabajando en la construcción de la red de distribución. El proyecto se planea financiar con un aporte de capital del 30% (75% EEB y 25% TGI) y el 70% restante a través de deuda (banca multilateral, créditos intercompañía y financiación local). Congas contrató a un banco estructurador para apoyar a la compañía en la consecución de la deuda. TRECSA (90% EEB / 10% EDEMTEC) avanza con decisión en la ejecución de las obras relacionadas con el proyecto de Guatemala. El pasado mes de agosto la compañía entregó el cronograma definitivo del proyecto a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica cuyo plazo se extiende hasta el cuarto trimestre del Adicionalmente suscribió contratos esenciales para avanzar en la ejecución del proyecto: ( ) Elaboración de los estudios de impacto ambiental para cada uno de los 6 lotes que componen el proyecto (duración 8 meses) y; ( ) suministro de cable de guarda (duración 27 meses); ( ) suministro de las torres de transmisión (duración 25 meses) y; ( ) gestión de servidumbres. De otra parte, el programa de de socialización del proyecto con las comunidades registra un avance del 83%. El plan para financiar el proyecto contempla un aporte de capital del 50% y saldo a través deuda con la casa matriz o con banca local. La Asamblea de Accionistas de EEB aprobó el pasado 30 de julio una reducción del capital suscrito y pagado de la sociedad por un valor de Cop mm. La reducción se hará efectiva a través de un reembolso a los accionistas que disminuirá el valor nominal de la acción de Cop 7, a Cop 5, Para adelantar la operación se requiere de autorizaciones por parte de la Superintendencia de Sociedades y del Ministerio de la Protección Social. De obtener estas autorizaciones, el reembolso de los aportes se efectuará a los accionistas que sean titulares de las acciones en el momento en que se protocolice la reforma estatutaria que reduzca el valor nominal de la acción. Es importante señalar que los recursos

5 5 provienen, en la práctica, de los dineros recibidos en mayo producto de una reducción de capital de Emgesa (Cop 229,000 mm). Emgesa finalizó un proceso de conciliación con el Ministerio del Medio Ambiente relacionado con la licencia ambiental de El Quimbo. La conciliación está pendiente de ser confirmada por el tribunal de Cundinamarca. Adicionalmente se avanzó en la valoración y negociación de los predios necesarios para la construcción del proyecto. De otra parte, en mayo, la agencia Fitch Ratings confirmó la calificación AAA para todas las emisiones de la compañía. Codensa registró una menor generación de caja durante el primer semestre de este año. En este resultado tuvo un impacto marginal la revisión tarifaria que entró en vigencia a finales del año pasado y la venta del negocio de Codensa Hogar, que se materializó también a finales del año pasado. REP está negociando con el MINEM nuevas ampliaciones a su contrato de concesión para incluir los siguientes proyectos: ( ) un segundo circuito de la línea de 220 kv (Trujillo Guadalupe Chiclayo) y las ampliaciones de las subestaciones Chiclayo Oeste, Guadalupe, Chimbote 1 y Huacho; ( ) el reforzamiento de la línea de transmisión Pomacocha Pachachaca y la ampliación de la subestación Pomacocha y; ( ) La ampliación del reactor Chilca - Nueva Conexión Chilca 1 de Enersur. Estos proyectos tienen un valor estimado de Usd 86 mm. A CTM le fueron adjudicadas dos nuevas concesiones para la construcción y operación de dos líneas de transmisión y sus activos asociados. Con ello, la compañía completa un plan de inversiones valorado en Usd 504 mm que serán ejecutados hasta el La Junta de EEB aprobó en 2009 una inyección de capital a CTM por un valor de hasta Usd 61 mm. El resto de la inversión será financiada con aportes de capital de ISA y créditos y bonos locales. Regresar al índice Desempeño de las compañías con control Tabla No 7 Indicadores seleccionado transmisión EEB 1S 10 1S 09 Var % F 09 Disponibilidad de la infraestructura (%) (1) Compensación por indisponibilidad (%) (2) Cumplimiento programa mantenimiento (%) (3) Participación en la actividad de transmisión en Colombia (%) (4) Inversiones (Mm COP) 1,604 1, ,410 Nota: pies de página en anexo 6 Se observa una leve reducción en la Disponibilidad de la Infraestructura y por ende en la Compensación por el daño parcial en una subestación. La compañía espera solucionar el problema antes de finalizar el presente año.

6 6 La inversiones realizadas están relacionadas con: ( ) la modernización de la infraestructura para mitigar riesgos de indisponibilidad de activos, ( ) ejecución de los compromisos ambientales y; ( ) evaluación de oportunidades de crecimiento a nivel nacional e internacional. Tabla No 8 - Indicadores seleccionados de TGI 1S 10 1S 09 Var % Ingresos operacionales (cop Mm) 277, ,020 0,6 545,246 Utilidad operacional (cop Mm) 168, , ,073 Utilidad neta (cop Mm) 179, , ,663 Ebitda UDM (cop Mm) 418, , ,242 Volumen transportado (Mmpcd) Capacidad contratada en firme (Mmpcd) Calificación S&P (Jun 10) Fitch (Feb 10) BB BB F 09 Los resultados No operacionales le dieron un fuerte impulso a la Utilidad neta de la compañía que cerró el primer semestre de 2010 con un crecimiento cercano al 50% (interanual). La revaluación del Cop tuvo una incidencia importante en los buenos resultados No operacionales y en la Utilidad neta por su impacto en el valor de la deuda financiera (100% contratada en dólares) y en la reducción de los gatos financieros. El volumen transportado registró un fuerte crecimiento (+13%) que, sin embargo, no se reflejó en la Utilidad operacional y el EBITDA. La explicación está relacionada con la revaluación del Cop pues cerca del 60% de las ventas de la compañía estuvieron indexadas al dólar durante el primer semestre de este año. La compañía continúa ejecutando un ambicioso plan de expansión en Colombia valorado en Usd 540 mm. Parte de la expansión será financiada con caja de la compañía y otra porción será soportada con un proceso privado de capitalización sin que ello implique una cesión del control de EEB. Varios inversionistas han manifestado su interés en comprar un paquete de acciones de TGI y están realizando la debida diligencia. Tabla No 9 - Indicadores seleccionados DECSA (consolida a EEC) 1S 10 1S 09 Var % F 09 No de clientes (EEC) a Junio 236, , ,557 Ingresos operacionales (cop Mm) 147, , ,486 Utilidad operacional (cop Mm) 18,700 10, ,737 Utilidad neta (cop Mm) 21,088 3, ,898 Decsa (51% EEB; 49% Codensa) es el accionista controlante (82.34%) de la Empresa de Energía de Cundinamarca, una compañía de generación, comercialización y distribución de energía con operaciones en Cundinamarca.

7 7 EEC viene adelantando desde el año pasado programas para reducir las pérdidas de energía, recuperar la cartera vencida, ajustar las provisiones de la compañía, racionalizar la planta de personal a través de un programa de retiros voluntarios, entre otros. Regresar al índice Desempeño de las compañías sin control Tabla No 10 - Panorámica de Emgesa Capacidad instalada (MW) 2,895 Composición 10 Hidro y 2 térmicas Generación 1S 10 (Gwh) 5,098 Ventas 1S 10 (Gwh) 7,138 Ingresos operacionales 1S 10 (Cop Mm) Ebitda 1S 10 (Cop Mm) 517,890 Control Endesa de España Participación de EEB 51.5% (37.4% ordinarias; 14.1% preferenciales sin derecho a voto) Ventas (1) - gwh Oferta - gwh 1S 10 1S % % S 10 1S % Compras % 57.7% % Contratos Spot Total Producción Contratos Spot La reducción en las ventas de energía durante el primer semestre de este año se explica por una menor capacidad de generación en las dos principales plantas de la compañía (Betania y Guavio) como consecuencia de una temporada de muy bajas lluvias (El Niño). Debido a lo anterior, se observa un aumento en las compras en el mercado de contado (spot) para cumplir con los compromisos contractuales. Tabla No 11 Inversiones 1S 10 1S 09 Var % F 09 Cop mm 8,856 20,731-57,3 76,666 Mm USD 4, , Fuente: Emgesa Las inversiones muestran un menor valor frente a lo presupuestado por una reprogramación de aquellas relacionadas con mantenimiento y retrasos en las inversiones medioambientales y en la gestión de predios

8 8 asociados al proyecto El Quimbo que fueron necesarias por el proceso de conciliación de la licencia ambiental con el Ministerio del Medio Ambiente. Tabla No 12 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa Mm COP Mm COP Mm USD 1 S 10 1S 09 Var % F 09 1S 10 1S 09 Ingresos operacionales 979, , ,929, Costo de ventas 531, , , Gastos administrativos 8,969 10, , Utilidad operacional 438, , , Utilidad neta 264, , , Ebitda 1S 10 (1) 517, , ,102, Dividendos y reservas decretados a EEB 251, , , Reducciones de capital a EEB 229,143 0 N.A Deuda neta (2) / Ebitda N.D N.D N.D 1.7 N.D N.D Ebitda / Intereses (3) N.D N.D N.D 5.7 N.D N.D Nota: pies de página en anexo 6 La menor Utilidad operacional de la compañía se explica por: ( ) la menor producción de energía por El Niño (compensada con mayores precios de la energía vendida) y; ( ) un incremento en el costo de ventas por las mayores compras de combustible para las plantas térmicas y la mayor cantidad de energía comprada en el mercado de contado (spot) para cumplir los compromisos contractuales.

9 9 Tabla No 13 - Panorámica de Codensa Numero de clientes 2,376,749 Participación de mercado (%) 24.5 Demanda Codensa 1S 10 (Gwh) 6,471 Demanda Nacional 1S 10 (Gwh) 27,841 Var % demanda Codensa 2T 10 / 2T % Var % demanda Nacional 2T 10 / 2T % Ingresos operacionales 1S 10 (Cop Mm) 1,368,756 Ebitda 1S 10 (Cop Mm) 477,220 Control Endesa de España Participación EEB 51.5% (36.4% ordinarias; 15.1% preferenciales sin derecho a voto) Demanda de Codensa vrs. Nacional gwh 1S 10 1S 09 F % 2.6 % Codensa Nacional La demanda en la zona de influencia de Codensa crece por debajo del promedio nacional. Este resultado se explica por un estancamiento del consumo residencial a pesar de que la demanda de la industria viene registrando señales de recuperación. Es importante que la demanda a nivel nacional está siendo jalonada, principalmente, por la minería cuyas operaciones, en su gran mayoría, se encuentran por fuera del área de influencia de la compañía. Tabla No 14 - Calidad de la cartera (Cop mm) 1S 10 1S 09 Var % F 09 Cartera vencida (1) 96, , ,588 Promedio Mensual de Facturación (2) 221, , ,085 Índice de Morosidad - % (3) Nota: pies de página en anexo 6 La reducción en el índice de morosidad se explica por la venta de la cartera del negocio Codensa Hogar al Banco Colpatria a finales de 2009.

10 10 Tabla No 15 - Inversiones 1S 10 1S 09 Var % F 09 Mm COP 68,793 97, ,649 Mm USD 35, Fuente: Codensa Codensa está ejecutando un plan de inversiones que incluye la construcción de tres nuevas subestaciones y la ampliación de sus redes de distribución (crecimiento orgánico). El plan de inversiones de expansión de 2010 tiene un valor estimado de Usd 68 mm. Tabla No 16 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa Mm COP Mm COP Mm USD 1S 10 1S 09 Var % F 09 1S 10 1S 09 Ingresos operacionales 1,368,756 1,380, ,771, Costo de ventas 992, , ,924, Gastos administrativos 21,265 37, , Utilidad operacional 355, , , Utilidad neta 229, , , Ebitda (1) 477, , ,044, Dividendos y reservas decretados a EEB 263, , , Reducciones de capital Deuda neta (2) / Ebitda N.D N.D N.D 0.23 N.D N.D Ebitda / Intereses (3) N.D N.D N.D 9.78 N.D N.D Nota: píes de página en anexo 6 La Utilidad operacional de la compañía se reduce como consecuencia de: ( ) la revisión quinquenal de las tarifas por parte de la CREG que redujo la tasa de descuento (WACC) con base en la cual se remuneran los activos de distribución; ( ) los menores ingresos del negocio de Codensa Hogar que fue vendido a finales del año pasado al Banco Colpatria y; ( ) el incremento en los precios de la energía como consecuencia de El Niño.

11 11 Tabla No 17 - Panorámica de Gas Natural No de clientes 1,652,389 Volumen de ventas 2T 10 (mmpcd) 122,6 Participación de mercado (%) N.D Red (km) 12,250 Ingresos operacionales 1S 10 Mm COP 442,144 Ebitda 1S 10 Mm COP 160,465 Control Gas Natural de España Participación de EEB 25% Ventas x tipo de cliente Total: 122,6 mmpcd 1.3% 1S 10 1S % 64,8 64,0 36,5 38,4-5.0% 21,3 22,4 Residencial / Comercial Industrial GNV Las ventas en el mercado residencial/comercial caen como consecuencia de un consumo más eficiente de gas. La demanda de GNV se vio afectada por las restricciones en el suministro implementadas por el Minminas para atender la mayor demanda del sector térmico (El Niño). Tabla No 18 Inversiones 1S 10 1S 09 Var % F 09 Mm COP 4,065 9, ,051 Mm USD 2, Fuente: Gas Natural SA ESP El nivel de inversiones de la compañía es consecuencia de menores necesidades de ampliación de las redes de media presión para el mercado domestico y comercial por saturación de mercado. La compañía extenderá su red de distribución a un municipio cercano a Bogotá (La Calera). En este momento está negociando el suministro del gas y licitando las obras.

12 12 Tabla No 19 - Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural Mm COP Mm COP Mm USD 1S 10 1S 09 Var% F 09 1S 10 1S 09 Ingresos operacionales 442, , ,013, Costo de ventas 251, , , Gastos administrativos 45,789 48, , Utilidad operacional 145, , , Utilidad neta 120, , , Ebitda (1) 160, , , Dividendos y reservas decretados a EEB 69,004 62, , Reducciones de capital a EEB Deuda neta (2) / Ebitda N.D N.D N.D 0.1 N.D N.D. Ebitda / Intereses (3) N.D N.D N.D 26.1 N.D N.D. Nota: píes de página en anexo 6 La caída en la Utilidad operacional es consecuencia de un menor volumen de ventas y una menor tarifa (como consecuencia de la revaluación Cop. Tabla No 20 Panorámica de REP CTM REP CTM Red (km) 5,837 1,227 Voltaje (kv) 220, 138 y Control ISA Colombia Participación accionaria de EEB (%) 40 Tabla No 21 - Indicadores financieros seleccionados de REP Mm USD Mm USD 1S 10 1S 09 Var % F 09 Ingresos operacionales Costo de ventas Utilidad operacional Utilidad neta Ebitda 1S 10(1) Dividendos decretados a EEB Reducciones de capital a EEB Deuda neta (2) / Ebitda N.D. N.D. N.D. 2.6 Ebitda / Intereses (3) N.D N.D. 6.9 Nota: píes de página en anexo 6 Aunque la revaluación del sol tuvo un impacto negativo a partir de mayo de 2010 en la remuneración anual de la concesión (los ingresos en soles se ajustan con base en el comportamiento del tipo de cambio para garantizar una remuneración fija en dólares), la Utilidad operacional aumentó gracias a: ( ) la incorporación en la Remuneración Anual de los ingresos de dos ampliaciones y; ( ) el ajuste anual de las tarifas con base en el índice de Finished Goods Less Food and Energy. El aumento en el costo de ventas refleja mayores labores de mantenimiento de las líneas.

13 13 Tabla No 22 - Indicadores financieros seleccionados de CTM Mm USD Mm USD 1S 10 1S 09 Var % F 09 Ingresos operacionales Costo de ventas Utilidad operacional Utilidad neta Ebitda 1S 10 (1) Dividendos decretados a EEB Reducciones de capital a EEB Deuda neta (2) / Ebitda N.D. N.D. N.D 1.5 Ebitda / Intereses (3) N.D. N.D. N.D 6.3 Nota: píes de página en anexo 6 El incremento en la Utilidad operacional y de la Utilidad neta se explica por el ajuste anual de las tarifas con base en el índice de Finished Goods Less Food and Energy. Regresar al índice

14 14 Desempeño financiero EEB Tabla No 23 - Resultados consolidados EEB Mm COP Var. Mm COP Mm USD 1S 10 1S 09 % F 09 1S 10 1S 09 Ingresos Operacionales (1) 471, , , ,2 224,8 Transmisión de electricidad 46,434 47, ,696 24,2 21,9 Distribución de electricidad 147, , ,486 77,1 67,5 Transporte de gas natural 277, , , ,9 135,5 Costo de ventas (2) 220, , , ,2 105,2 Transmisión de electricidad 19,073 18, ,983 10,0 8,7 Distribución de electricidad 109, , ,441 57,3 53,4 Transporte de gas natural 92,050 92, ,926 48,0 43,0 Utilidad bruta 251, , , ,0 119,7 Gastos admon. Asignados 37,001 36, ,188 19,3 16,8 Transmisión de electricidad 2,437 2, ,451 1,3 1,0 Distribución de Electricidad 19,361 19, ,308 10,1 9,0 Transporte de gas natural 15,203 14, ,429 7,9 6,9 Utilidad operacional 214, , , ,7 102,9 Dividendos (3) 603, , , ,0 199,4 Intereses inversiones temp. y pat. autónomos (4) 31,669 36, ,857 16,5 16,7 Diferencia en cambio neta (5) 166, , ,226 87,0 50,5 Valoración neta de coberturas (6) -23,512-45, ,212-12,3-21,0 Otros ingresos (7) 26,891 8, ,555 14,0 3,8 Gastos administrativos -58,321-45, ,748-30,4-21,1 Gastos financieros -137, , ,935-71,7-75,6 Otros gastos -3,387-4, ,123-1,8-2,0 Utilidad antes de impuestos e interés minoritario 820, , , ,1 253,5 Interés minoritario (8) -19,215-4, ,260-10,0-2,3 Impuesto de renta -25,016-19, ,995-13,1-8,8 Utilidad neta 776, , , ,0 242,4 Nota: píes de página en anexo 6 La reducción de la Utilidad operacional se explica, principalmente, por el impacto de la revaluación de la tasa de cambio sobre los ingresos operacionales de la actividad de transporte de gas natural. En esta actividad, los ingresos indexados al dólar representan cerca del 60% del total de los ingresos. La reducción de la Utilidad operacional fue más que compensada con los resultados no operacionales, gracias a: ( ) el aumento de los dividendos decretados por las compañías en donde EEB no tiene control; ( ) la cuenta Diferencia en cambio que refleja la valoración en pesos de la deuda denominada en dólares, que aumento debido a la revaluación del COP y; ( ) los reducción de los Gastos financieros gracias también a la revaluación del peso. Tabla No 24 - Indicadores financieros de EEB

15 15 Mm Cop Mm Cop Mm USD A Jun 10 A Jun 09 Var % 2009 A Jun 10 A Jun 10 Ebitda (UDM) (1) 1,242,854 1,059, ,053, Ebitda ajustado (UDM) (2) 1,471,974 1,059, ,053, Margen Ebitda % (3) Deuda neta (4) / Ebitda (1) OM: < 4.5 Ebitda (1) / Intereses (5) OM: > 2.25 Nota: píes de página en anexo EBITDA UDM - Cop mm T 09 4T 09 1T 10 2T 10 EBITDA Variación 0,2% -0,8% 4,5% 12,8% 14,0% 12,0% 10,0% 8,0% 6,0% 4,0% 2,0% 0,0% -2,0% Deuda Neta / EBITDA UDM Deuda Neta/EBITDA UDM OM < 4.5 EBITDA UDM / Intereses EBITDA UDM / Intereses OM < ,56 2,05 2,42 2,04 4,65 4,89 5,32 1,58 3T 09 4T 09 1T 10 2T 10 3T 09 4T 09 1T 10 2T 10 El fuerte incremento del EBITDA UDM (+17.3%) se debe, principalmente, a los mayores dividendos recibidos (+29.0%) que fueron superiores en Cop 175,567 mm a los registrados en junio del año pasado. El indicador de apalancamiento continúa disminuyendo debido, principalmente, a un mayor EBITDA así como al menor valor que resulta de re expresar en moneda local la deuda en moneda extranjera por efecto de la revaluación del Cop. El indicador de cobertura de intereses también registró una variación favorable gracias a un mayor EBITDA, así como un menor valor de los intereses pagados como consecuencia de la apreciación del Cop.

16 16 Tabla No 25 - Estructura de la deuda consolidada de EEB A Jun 10 Cop Mm Part. % A Jun 09 Cop Mm Part. % F 09 Cop Mm A Jun 10 Mm USD A Jun 09 Mm USD Deuda financiera en COP 100, , , Deuda financiera en USD 2,805, ,163, ,994,835 1,464 1,466 Operaciones de Cobertura 145, , , Total deuda financiera 3,050, ,316, ,266,693 1,592 1,536 La revaluación del Cop tuvo un impacto importante en valor de la deuda financiera así como en la valoración de las operaciones de cobertura. Es así como a pesar de mantener constante su endeudamiento en moneda extranjera (reducido marginalmente por la amortización de créditos suscritos en el pasado con el gobierno Suizo y con el KFW), al reexpresarla en pesos se observa una reducción de aprox. 11.% en el último año. Como consecuencia de lo anterior, la participación relativa del endeudamiento en moneda extranjera pasó del 95.4% en junio de 2009 al 92.0% en junio de Regresar al índice

17 17 Anexo 1: Nota legal Este documento contiene palabras tales como anticipar, creer, esperar, estimar, y otras de similar significado. Cualquier información diferente a la información histórica incluida en este documento, incluyendo y sin limitación, a aquella que haga referencia a la situación financiera de la Compañía, su estrategia de negocios, los planes y objetivos de la administración para las operaciones futuras (incluyendo el desarrollo de planes y objetivos relacionados con los productos y servicios de la Compañía) corresponde a proyecciones. Dichas proyecciones implican riesgos conocidos y desconocidos, incertidumbres y otros factores importantes que puedan causar que los resultados, el desempeño o los logros reales de la Compañía sean materialmente diferentes de los resultados, el desempeño o los logros futuros expresados o implícitos en las proyecciones. Dichas proyecciones están basadas en numerosos supuestos respecto a la estrategia de negocio de la Compañía y al entorno en el cual la Compañía operará en el futuro. La Compañía expresamente se declara exenta de cualquier obligación o compromiso de distribuir actualizaciones o revisiones de cualquier proyección contenida en esta presentación para reflejar cualquier cambio en las expectativas de la Compañía respecto a ellas o cualquier cambio en los eventos, condiciones o circunstancias sobre los cuales se pueden basar dichas proyecciones. Las proyecciones financieras y otras estimaciones contenidas en este informe se realizaron bajos supuestos y consideraciones inherentes a incertidumbres respecto al entorno económico, competitivo, regulatorio y operacional del negocio, así como las condiciones y riesgos que están fuera del control de la Compañía. Las proyecciones financieras son inevitablemente especulativas y se puede esperar que uno o varios de los supuestos bajo los cuales se hacen dichas proyecciones y otras estimaciones contenidas en este informe resulten inválidos. También se puede esperar que ocurran eventos o haya circunstancias inesperadas. Los resultados reales pueden variar de las proyecciones financieras y las variaciones pueden ser materialmente adversas. En consecuencia, este informe no debe ser considerado por parte de la Compañía ni de cualquier otra persona como un hecho cierto de que las proyecciones financieras serán alcanzadas. Potenciales inversionistas no deben tener en cuenta las proyecciones y estimaciones aquí contenidas ni basarse en ellas para tomar decisiones de inversión. El desempeño pasado de la Compañía no puede considerarse como un patrón del desempeño futuro de la misma. Aclaraciones Solo con propósitos informativos, hemos convertido algunas de las cifras de este informe a su equivalente en dólares de los Estados Unidos utilizando la TRM de fin de período publicada por la Superintendencia Financiera de Colombia. Las tasas de cambio utilizadas en la conversión son las siguientes:

18 18 2T 09: 2,158.7 Cop/USD 2T 10: 1,916.5 Cop/USD En las cifras presentadas se utiliza la coma (,) para separar los miles y el punto (.) para separar los decimales. El EBITDA no es un indicador reconocido bajo las normas contables de Colombia o de los Estados Unidos y puede presentar dificultades como herramienta analítica. Por esta razón, no debería ser tenido en cuenta en forma aislada como un indicador de la generación de caja de la compañía. En concordancia con el memorando de oferta de los bonos emitidos por EEB (Usd 610 m; 8.75%; 2014); el EBITDA consolidado de la compañía para un período determinado se calcula tomando los ingresos operacionales para dicho periodo y restándole el costo del ventas, los gastos administrativos y los intereses generados por los fondos pensionales. A este resultado se le adicionan los dividendos declarados (independientemente de si han sido pagados o no), los intereses de las inversiones temporales, los impuestos indirectos, la amortización de intangibles, la depreciación de los activos fijos, las provisiones y los aportes realizados a los fondos pensionales. El EBITDA consolidado y ajustado para un período determinado se calcula tomando el EBITDA consolidado para dicho período y adicionándole la caja que ingresa a la EEB atribuible a reducciones de capital de aquellas compañías en donde EEB tiene participaciones accionarias. Regresar al índice

19 19 Anexo 2: Estados financieros consolidados 1S 10

20 20

21 21

22 22 Estados financieros individuales 1S 10

23 23

24 24 Regresar al índice

25 25 Anexo 3: Panorámica de EEB EEB es una compañía integrada del sector de la energía con intereses en electricidad y gas natural, y operaciones en Colombia, Perú y Guatemala; Fue fundada en 1896 y es controlada por el Distrito de Bogotá (participación del 81,5%; calificación de S&P BBB-); La visión del grupo de compañías que lidera EEB es ser: en el año 2024 la primera empresa transportadora independiente de gas natural en América Latina, actor relevante en transmisión de energía eléctrica nacional e internacionalmente y con participación importante en otros negocios del sector energético ; Su estrategia de crecimiento está focalizada en el transporte y distribución de energía en Colombia y en otros países de la región americana; El grueso de sus inversiones se concentra en monopolios naturales regulados por el estado. Esto le permite a la compañía la generación de un flujo de caja estable y predecible; Participa directa o indirectamente (a través de empresas con control) en transmisión de electricidad y transporte y distribución de gas natural; Participa en los sectores de generación, transmisión y distribución de electricidad y distribución de gas natural a través de inversiones en empresas no controladas. Se trata de alianzas con empresas de la talla de ISA de Colombia, Endesa y Gas Natural de España. Suscribió con Endesa dos acuerdos de accionistas. Estos regulan el gobierno de las compañías Emgesa y Codensa. Entre otras cosas, las partes se obligan a votar en favor de la distribución de la mayor cantidad de dividendos que por ley les esté permitido. Estructura de EEB Regresar al índice

26 26 Anexo 4: Términos técnicos y regulatorios BLN: Billones de los Estados Unidos de América, Factor 10 9 CAC: Crecimiento anual compuesto. COP: Pesos colombianos, CHB: Central Hidroeléctrica de Betania, CTM: Consorcio Transmantaro, CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia. Entidad estatal encargada de la regulación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas natural, DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística, Entidad responsable de la planeación, levantamiento, procesamiento, análisis y difusión de las estadísticas oficiales de Colombia, Gwh: Gigavatios hora; unidad de energía que equivale a 1,000,000 kwh, GNV: Gas natural vehicular, IPC: Indice de precios al consumidor de Colombia, KM: Kilómetros, KWH: Unidad de energía, Equivale a la energía desarrollada por una potencia de un kilovatio (kw) durante una hora, MEM: Mercado de Energía Mayorista de Colombia, Mm: millones, Ml: Millas, MW: Megavatio, Unidad de potencia o de trabajo que equivale a un millón de vatios, N.A. No aplica. PCD: Pies cúbicos día, SIN: Sistema Interconectado Nacional, STN: Sistema de Transmisión Nacional, SF: Superintendencia Financiera, Entidad estatal encargada de la regulación, vigilancia y control del sector financiero colombiano, TRM: Tasa representativa del mercado; es un promedio de los precios de las transacciones peso dólar que calcula diariamente la Superintendencia Financiera - SF, UPME: Entidad estatal encargada de la planeación de los sectores de minas y energía en Colombia, USD: Dólares de los Estados Unidos de América, USUARIO NO REGULADO DE ELECTRICIDAD: consumidores de electricidad que tienen un pico de demanda mayor a 0,10 MW o un consumo mínimo mensual mayor a 55,0 MWh, USUARIO NO REGULADO DE GAS NATURAL: usuario con un consumo superior a 100 kpcd, Regresar al índice

27 27 Anexo 5: Desagregación del EBITDA consolidado M COP Var. M COP M USD 1S 10 1S 09 % F 09 1S 10 1S 09 Utilidad operacional UDM 408, , , Depreciación operacional 49,066 43, , Amortización operacional 54,802 61, , Impuestos operacionales 3,576 5, , Dividendos e intereses ganados 780, , , Intereses patrimonio autónomo -18,675-35, (25,688) Gastos administración -113,608-92, (100,747) Pensiones jubilación 26,236 26, , Amortizaciones 22,713 13, , Depreciaciones Provisiones 14,326 7, , Impuestos 14,822 12, , EBITDA UDM 1,242, ,053, Regresar al índice

28 28 Anexo 6: Pies de página de las tablas Tabla 7 - Indicadores transmisión EEB (1) % de tiempo disponible de la infraestructura (2) % del ingreso recibido descontado debido a la indisponibilidad acumulada de activos puntuales superior a la meta regulatoria. (3) Relación entre la cantidad de mantenimientos ejecutados y la cantidad de mantenimiento programados a ejecutarse dentro del Plan Semestral de Mantenimiento. (4) Relación de la cantidad de activos de transmisión de propiedad de EEB y los activos totales de transmisión en Colombia. Regresar a la tabla Tabla 12 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa (1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional de Emgesa y agregando la amortización de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período. (2) Es el resultado de la deuda financiera vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (3) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Regresar a la tabla Tabla 14 - Calidad de la cartera de Codensa (1) Es la cartera con una morosidad superior a los 30 días. (2) Es el promedio mensual de la facturación de los últimos 12 meses. (3) (1)/(2). Regresar a la tabla Tabla 16 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa (1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional de Codensa y sumándoles la amortizaciones de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período (2) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (3) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Regresar a la tabla Tabla 19 Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural (1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional de Codensa y sumándoles la amortizaciones de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período (2) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (3) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Regresar a la tabla

29 29 Tabla 21 Indicadores financieros seleccionados de REP (1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional de Codensa y sumándoles la amortizaciones de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período (2) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (3) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Regresar a la tabla Tabla 22 Indicadores financieros seleccionados de CTM (1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional de Codensa y sumándoles la amortizaciones de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período (2) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento. (3) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Regresar a la tabla Tabla No 23 - Resultados financieros consolidados EEB (1) Son los ingresos operacionales por el servicio de transmisión que presta directamente EEB y los servicios de transporte de gas natural de sus compañías controladas TGI y Transcogas. Servicios de distribución de energía que Decsa consolida por su participación en EEC (Igual para la nota de costos) (2) Corresponde al costo de ventas del servicio de transmisión que presta directamente EEB y el servicio de transporte de gas natural de sus empresas controladas TGI y Transcogas. Incluye gastos de personal, materiales, costos de operación y mantenimiento, depreciación, amortización y seguros relacionados con dichas actividades. (3) Corresponde a los dividendos decretados por las compañías no controladas (4) Corresponde a los intereses por inversiones temporales e ingresos financieros que generan los patrimonios autónomos de pensiones. (5) Es la pérdida o ganancia neta por efecto de la variación en la tasa de cambio y su impacto en los activos y pasivos denominados en moneda extranjera. (6) Refleja la valoración de las coberturas contratadas por EEB y TGI para reducir el riesgo cambiario. (7) Corresponde a ingresos por recuperación de inversiones, arrendamientos y gastos. (8) Corresponde a la proporción de las utilidades netas que le corresponden a los inversionistas minoritarios en las empresas controladas por EEB. Regresar a la tabla Tabla 24 - Indicadores financieros de EEB (1) Es la consolidación de los ingresos menos el costo de ventas, los gastos administrativos, los intereses de los patrimonios autónomos pensionales, más los dividendos de las compañías participadas, los intereses de las

30 30 inversiones de portafolio, los impuestos indirectos, la amortización de intangibles, la depreciación de activos fijos, los pagos pensionales y las provisiones. (2) Es el Ebitda consolidado más las reducciones de capital de las compañías participadas. (3) Es el Ebitda consolidado dividido entre los ingresos operacionales consolidados, sumados los dividendos y los ingresos de intereses (sin incluir los intereses recibidos por las inversiones de los patrimonios autónomos pensionales). (4) Es la deuda consolidad menos la caja libre. (5) Son los gastos financieros consolidados. Regresar a la tabla Gráfica 1 - Ventas (1) La sumatoria de las compras y la producción es inferior a las ventas porque una pequeña porción se destina al consumo propio. Regresar a la gráfica Regresar al índice