INFORME FINANCIERO ISAGEN S.A. E.S.P.

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1 INFORME FINANCIERO ISAGEN S.A. E.S.P. En lo corrido del año 2010, ISAGEN registró ingresos operacionales por $ millones y una utilidad neta de $ millones. A continuación, presentamos los principales hechos ocurridos en el mercado energético y en ISAGEN que influenciaron la obtención de los resultados durante el Tercer trimestre del año. REGULACIÓN INDUSTRIA El Decreto 2730 de julio de 2010 del Ministerio de Minas y Energía introdujo cambios estructurales de fondo en la industria de gas natural por redes. Este Decreto plantea la apertura del mercado de gas hacia el mercado internacional, incluye la forma en que a futuro se centralizarán la gestión, la operación y el control del sistema actual y el requerido para atender la demanda futura, establece reglas para la comercialización de la oferta disponible y resuelve la dicotomía entre la contratación del suministro y el transporte por parte de los agentes del sistema. Mediante la Resolución CREG 126 de agosto de 2010, se reglamentó en parte el Decreto 2730 de Esta resolución establece los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. La resolución CREG 121 de agosto de 2010 modifica el precio de reconciliación negativa de un generador. Este aspecto incrementa los costos de operación cuando las plantas están disponibles para entregar energía al sistema, pero por problemas en la red de transmisión no lo pueden hacer. La Resolución de septiembre de 2010 declaró la finalización del racionamiento programado de gas, a partir del 22 de septiembre de Como resultado de esto cobra nuevamente vigencia el manejo confidencial de la información. Sin embargo, según lo establecido en la resolución CREG 138 de 2010, queda publica toda la información excepto los precios de oferta de los generadores. DEMANDA DE ENERGÍA La Demanda Nacional total a Septiembre 30 de 2010 fue de GWh, presentándose un incremento del 3,47% frente a la Demanda Nacional total registrada en igual periodo del año 2009 ( GWh). Las cifras acumuladas muestran un mejoramiento respecto al 2009, comportamiento que, según la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), está relacionado con la recuperación económica y por la presencia del fenómeno El Niño en los primeros meses del año. Por otra parte, la demanda de energía en el tercer trimestre del año refleja un incremento originado, por el impulso normal del comportamiento de la demanda de energía, pues en agosto

2 la industria inicia los procesos de producción para las ventas de fin de año. Cabe anotar que uno de los factores que más aumenta el consumo de energía es el uso de aires acondicionados, lo cual jalonó el crecimiento de la demanda en el primer semestre, sin embargo, con las bajas temperaturas observadas desde el tercer trimestre del año, el consumo de energía por este concepto se ha visto disminuido. Evolución Demanda Nacional año 2010 (GWh) 5.08% 4.98% 4.86% 4.70% 3.95% 4.17% 3.97% 3.47% 2.44% 4,465 4,574 8,642 8,983 13,202 13,873 17,607 18,484 22,194 23,272 26,608 27,859 31,262 32,565 35,912 37,337 40,593 42,002 ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE DEMANDA ACUMULADA 2009 (GWh) DEMANDA ACUMULADA 2010 (GWh) VARIACIÓN ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE Demanda Mensual 2009 (GWh) 4,465 4,177 4,561 4,405 4,587 4,414 4,654 4,650 4,682 Demanda Mensual 2010 (GWh) 4,574 4,409 4,890 4,611 4,788 4,586 4,707 4,772 4,665 GENERACIÓN DE ENERGÍA La generación de ISAGEN en lo corrido del año ha sido de GWh siendo un 11% inferior a la energía generada en igual periodo del año Este resultado obedece principalmente a la menor generación en los primeros meses del año por causa de la presencia del fenómeno de El Niño y a los ajustes regulatorios, en especial los asociados a la energía vendida y embalsada (Resolucion CREG 010 de 2010), que impidió una mayor generación durante el primer semestre del presente año. No obstante este resultado acumulado de menor generación, se puede observar como a medida que transcurre el año, la generación se viene recuperando y es así que en el tercer trimestre se presenta un notable crecimiento respecto a los primeros meses del año, con un incremento del 29% respecto al trimestre anterior y del 18% respecto a igual trimestre del año Este comportamiento obedece a una mayor afluencia hidrológica por el debilitamiento del Fenómeno El Niño en los meses de mayo y junio y la fuerte presencia de un fenómeno La Niña en los meses siguientes, lo cual favorece aumentos en los aportes hidrológicos y por consiguiente una mayor

3 generación. En cuanto al pronóstico en el mediano plazo, las diferentes agencias del clima muestran que a este fenómeno permanecerá hasta el primer trimestre del año Respecto a los aportes hídricos que inciden directamente en la generación de energía, se tiene que a nivel regional los aportes del sistema estuvieron entre 96% y 118% de los niveles históricos, siendo Antioquia la región con mayores aportes hidrológicos (entre 134% y 157%) y la más deficitaria, la región oriente (entre 57% y 128%). Esto permitió a ISAGEN contar con una participación hidráulica en la generación total del sistema superior a la registrada en los primeros meses del año. EVOLUCIÓN GENERACIÓN ISAGEN AÑO 2010 (GWh) DISPONIBILIDAD La disponibilidad real fue mayor a la esperada en todas las plantas gracias a la buena gestión en mantenimiento, modernización y ajustes al plan de mantenimiento Hidraúlica Térmica Total ISAGEN Disponibilidad Real Disponibilidad Esperada

4 PRECIOS Durante el tercer trimestre del año el precio promedio de la energía en el mercado spot fue de $93,6 /gwh siendo inferior al promedio de igual trimestre del año anterior que fue de $145,9/gwh. Así mismo, respecto a los dos anteriores trimestres, este último trimestre presentó los más bajos niveles de precios. Los altos aportes hidrológicos en algunas zonas del país y la alerta de las principales agencias climáticas sobre la presencia del fenómeno La Niña explican el comportamiento a la baja de los precios en el mercado spot, ya se venía presentando desde el trimestre anterior. Cabe anotar que durante el mes de septiembre se presentó un repunte en el precio, lo cual se puede atribuir a que en dicho mes cerca del 15% de la capacidad instalada del sistema comenzó a realizar sus mantenimientos, en preparación para afrontar apropiadamente la estación de verano que se inicia el 1 de diciembre de Adicionalmente los precios se vieron afectados por el ajuste en los precios de las reconciliaciones negativas, fruto de la aplicación de la Resolución CREG 121 de 2010 y al ocultamiento de la información derivado de la declaratoria de finalización del racionamiento de gas. Los precios de los contratos de largo plazo presentaron unos niveles superiores a los del año anterior; sin embargo, desde mediados del año han venido disminuyendo por causa del comportamiento del IPP durante este periodo, el cual fue menor a lo esperado. A continuación se presenta el comportamiento gráfico del precio spot y de contratos en lo corrido del año. Precio Bolsa Precio Contratos PRECIO BOLSA 2009 PRECIO BOLSA 2010 PRECIO CONTRATOS 2009 PRECIO CONTRATOS 2010

5 RESULTADOS TRIMESTRALES PRINCIPALES CIFRAS 1T T T T 2009 % Variación Generación (GWh) 1,836 2,017 2,599 2,188 19% Ingresos operacionales (Millones $) 337, , , ,215 3% Compras de energía (Millones $) 76,571 62,844 37,480 65,429-43% Utilidad Operacional (Millones $) 104, , , ,654 32% Margen Operacional 31% 39% 45% 35% 29% EBITDA (Millones $) 131, , , ,494 29% Margen EBITDA 39% 46% 53% 42% 26% Provisión Impuesto de Renta (Millones $) 25,591 42,606 31,462 25,261 25% Utilidad Neta (Millones $) 78, ,187 9,299 91,055-90% Margen neto 23% 32% 3% 27% -90% INGRESOS OPERACIONALES INGRESOS OPERACIONALES 1T T T T 2009 % Variación Contratos Nacionales 244, , , ,361 27% Contratos Internacionales , % Transacciones en Bolsa 68,762 58,749 71, ,931-29% AGC 12,682 40,284 6,306 1, % Desviaciones % Gas 10,508 10,847 7,774 12,980-40% Servicios Técnicos , % TOTAL 337, , , ,215 3% * Valores en millones de pesos El tercer trimestre del año estuvo caracterizado por altas afluencias hidrológicas que llevaron a un mayor nivel de generación de energía y un menor nivel en los precios. En este periodo ISAGEN obtuvo unos ingresos operacionales de $ millones, superiores en un 3% a los obtenidos en el mismo periodo en el año No obstante, respecto al segundo trimestre del año, los ingresos presentaron una disminución del 6.7%, atribuido principalmente a menores ingresos por la prestación del servicio AGC. Los siguientes son los hechos más destacados del trimestre: Los ingresos por Contratos fueron superiores en un 27% a los obtenidos durante el mismo periodo del año El incremento es explicado por la mayor demanda de clientes finales industriales. Este rubro representa el 75% del total de los ingresos operacionales obtenidos durante el trimestre. Al igual que en los dos trimestres anteriores, durante el tercer trimestre no se presentaron transferencias energéticas a Venezuela, debido a que el comercializador de dicho país optó por no tomar energía. Durante el trimestre se transaron en Bolsa 735 GWh, generando ingresos por $71.178

6 millones, los cuales representaron el 20% del total de los ingresos operacionales obtenidos durante el tercer trimestre del año. Estos presentaron una disminución del 29% frente a lo obtenido en el mismo periodo del año 2009 principalmente por los bajos precios de la energía, como consecuencia de los mayores aportes hidrológicos. Sin embargo, dichos ingresos fueron mayores a los registrados en el segundo trimestre del año como consecuencia de una mayor generación de energía. La asignación por parte del sistema para la prestación del servicio de AGC (Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia) en este trimestre fue superior a la asignación de igual trimestre del año anterior, lo cual representó un incremento importante en los ingresos por este concepto; sin embargo, cabe anotar que el ajuste regulatorio establecido en la resolución CREG 121 de 2010, afectará a futuro los ingresos en este rubro. Los ingresos por ventas de gas representaron el 2% de los ingresos totales, con una disminución del 40% frente a lo obtenido en el mismo periodo del año anterior. Esta disminución es explicada por los menores consumos por parte de Clientes Finales y Mayoristas. Ingresos Operacionales 3T 2009 Ingresos Operacionales 3T 2010 Transacciones en bolsa 29% AGC 0,39% Gas 4% Otros Transacciones en bolsa 20% AGC 2% Gas 2% Otros Contratos Internacionales 5% Contratos Nacionales 61% Contratos Nacionales 75% COSTOS OPERACIONALES COSTOS OPERACIONALES 1T T T T 2009 % Variación Compras de energía % Cargos por uso y conexión % CND, CRD'S Y SIC % Transferencia (Ley 99/93) % Contribución FAZNI % Depreciación % Combustibles % General, personal y otros % TOTAL % * Valores en millones de pesos

7 Los costos operacionales en el tercer trimestre del año 2010 fueron de $ millones, lo cual representó una disminución del 13% frente a los registrados en el mismo periodo en el año 2009, y del 18% frente a los registrados el trimestre anterior. Los siguientes son los principales hechos que incidieron en la obtención de estos resultados: Las compras de energía, que representaron el 22% de los costos operacionales, fueron inferiores en un 43% a los registrados durante el mismo periodo del año Esta disminución se presentó por la mayor generación de energía producto de los grandes aportes hidrológicos, lo cual permitió cubrir casi la totalidad de las cantidades contratadas. Los costos por combustibles tuvieron una disminución del 46% frente a los registrados en el mismo periodo del año 2009 por una menor utilización de la planta térmica Termocentro. Los costos por cargos por uso y conexión representaron el 28% del total de los costos operacionales y fueron superiores en un 17% a los registrados en el mismo periodo del año Los costos de conexión fueron inferiores a lo esperado debido a que en lo corrido del año no se ha despachado energía a Venezuela, mientras que los costos por uso fueron superiores, explicado por la mayor demanda de clientes finales industriales. Costos Operacionales 3T 2009 Costos Operacionales 3T 2010 Combustibles 10% General, personal y otros 19% Compras de energía 33% Combustibles 7% General, personal y otros 21% Compras de energía 22% Depreciación 11% Otros 6% Cargos por uso y conexión 21% Depreciación 14% Otros 8% Cargos por uso y conexión 28%

8 RESULTADOS ACUMULADOS PRINCIPALES CIFRAS Septiembre 2009 Septiembre 2010 % Variación Generación (GWh) % Ingresos operacionales (Millones $) % Compras de energía (Millones $) % Utilidad Operacional (Millones $) % Margen Operacional 42% 39% -8% EBITDA (Millones $) % Margen EBITDA 49% 46% -6% Provisión Impuesto de Renta (Millones $) % Utilidad Neta (Millones $) % Margen neto 30% 20% -35% INGRESOS OPERACIONALES INGRESOS OPERACIONALES Septiembre 2009 Septiembre 2010 % Variación Contratos Nacionales % Contratos Internacionales % Transacciones en Bolsa % AGC % Desviaciones % Gas % Servicios Técnicos % TOTAL % * Valores en millones de pesos Los ingresos operacionales acumulados a septiembre 30 de 2010 fueron de $ millones, superiores en un 1% a los obtenidos en el mismo periodo del año Vale la pena resaltar que en el año 2009 el comportamiento en los ingresos fue atípico ya que los aportes hidrológicos fueron superiores a la media en el primer semestre y los precios de la energía en bolsa altos. Los ingresos por contratos nacionales presentaron un incremento del 18%, el cual se dio principalmente por la mayor demanda de clientes finales industriales. Por otro lado, las ventas de energía en bolsa presentaron una disminución del 34%, como consecuencia de la menor generación presentada durante el primer semestre del año por el fenómeno El niño, y por los bajos precios observados en el tercer trimestre, especialmente en los meses de julio y agosto, producto del aumento en las afluencias hidrológicas. Es importante destacar el incremento significativo en los ingresos por AGC, fruto de una mayor asignación por parte del sistema para la prestación de este servicio. Esto permitió la obtención de ingresos operacionales adicionales. Los ingresos por venta de Gas presentaron una disminución del 34%, explicado por los menores

9 consumos por parte de Clientes Finales y Mayoristas, así como la menor disponibilidad de gas para la comercialización, ya que este se utilizó para la operación de la central Termocentro, especialmente en el primer semestre del año. COSTOS OPERACIONALES COSTOS OPERACIONALES Septiembre 2009 Septiembre 2010 % Variación Compras de energía ,47% Cargos por uso y conexión % CND, CRD'S Y SIC ,18% Transferencia (Ley 99/93) % Contribución FAZNI % Depreciación % Combustibles % General, personal y otros % TOTAL % * Valores en millones de pesos Los costos operacionales registrados hasta el mes de septiembre de 2010 presentaron un incremento del 7%, el cual es explicado principalmente por el aumento en los costos por cargos por uso y conexión como consecuencia de una mayor demanda de clientes finales industriales. En lo corrido del año se presentó un incremento en los costos de combustibles, esto debido a que en el primer semestre del año se necesitó más combustible para la generación de la central térmica de ISAGEN motivada por la condición seca del Fenómeno de El Niño. EBITDA Y UTILIDAD OPERACIONAL En lo corrido del año, el EBITDA presentó una disminución del 5% frente al obtenido en el mismo periodo del año 2009, al igual que la utilidad operacional que disminuyó un 7%. Los márgenes EBITDA y Operacional han venido creciendo en lo corrido del año, de tal forma que el acumulado a septiembre muestra unos niveles cercanos a los obtenidos en igual periodo del año anterior. Esto es una buena señal si se tiene en cuenta que el año anterior fue un periodo excepcionalmente bueno ya que las condiciones hidrológicas y los precios de la energía en el mercado favorecieron los resultados, además se debe tener presente que los primeros meses de este año estuvieron afectados por el Fenómeno El Niño. La tendencia creciente de los márgenes se ha logrado gracias a una mayor afluencia hidrológica, lo que ha llevado a una menor necesidad de compra de energía y un bajo consumo de gas.

10 EBITDA Y MARGEN EBITDA UTILIDAD OPERACIONAL MARGEN OPERACIONAL 53% 52% 46% 39% 53% 42% 520,571 49% 46% 493,214 47% 31% 44% 39% 45% 35% 443,509 42% 39% 207, , , , , , , , , , , , ,459 1T 2T 3T Septiembre T 2T 3T Septiembre UTILIDAD NETA La utilidad neta obtenida en lo corrido del año presentó una disminución del 35% frente a la registrada en el mismo periodo del año Este resultado se debe básicamente al registro de la provisión correspondiente al laudo proferido por el tribunal arbitral, en relación con la demanda presentada por el consorcio integrado por la constructora Norberto Odebrecht y otros, para la construcción de la central hidroeléctrica Miel I. El valor de la provisión ajustada a septiembre 30 de 2010 asciende a $ millones. UTILIDAD NETA MARGEN NETO 32% 23% 32% 27% 30% 20% 3% 125,920 78, , ,922 91, ,187 9, ,705 1T 2T 3T Septiembre

11 BALANCE GENERAL Las principales variaciones en las cuentas del activo, presentadas en el tercer trimestre del año en curso, se resumen en los siguientes aspectos: Disminución en los rubros de disponible e inversiones de portafolio ya que estos recursos se han utilizado en el desarrollo de los proyectos de inversión. Incremento en la cuenta de anticipos y avances de proyectos en el activo no corriente, requeridos para la construcción de los proyectos de generación Aumento en el rubro de construcción y montaje en curso dentro de la cuenta de propiedades planta y equipo por $ millones, correspondiente al registro de los avances en la construcción de los proyectos de generación. Los movimientos relacionados en los dos puntos anteriores se han hecho con los recursos que se encuentran disponibles más el desembolso del 10% del club deal suscrito con la banca local. ACTIVOS PASIVO Y PATRIMONIO Dentro de las cuentas del pasivo se destacan los siguientes movimientos durante el tercer trimestre del año: Aumento en obligaciones financieras por el desembolso del 10% del Club Deal contratado con la banca local el cual tiene dos años de disponibilidad y tres de gracia. El desembolso de realizó el mes de agosto por un monto de $ millones. Registro de la provisión actualizada por $ millones, de acuerdo a las políticas contables de ISAGEN, correspondiente al laudo proferido por el tribunal arbitral, relacionado con la demanda sobre la construcción de la central hidroeléctrica Miel I. Pago de la segunda cuota de intereses sobre la emisión de Bonos de deuda pública emitidos en septiembre del año 2009 por $ millones.

12 BALANCE GENERAL (Millones de Pesos) ACTIVO Septiembre Diciembre Septiembre Diciembre Variación PASIVO Y PATRIMONIO Variación ACTIVO CORRIENTE PASIVO CORRIENTE DISPONIBLE 484, ,912-3% OBLIGACIONES FINANCIERAS 11,478 22,957-50% RECAUDO DEMOCRATIZACION % CUENTAS POR PAGAR 135, ,110-28% INVERSIONES PORTAFOLIO 222, ,636-45% DIVIDENDOS 76, % DEUDORES 310, ,012 19% IMPUESTOS Y CONTRIBUCIONES 97,751 74,626 31% GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO 24,989 12,998 92% OBLIGACIONES LABORALES 22,187 21,154 5% INVENTARIOS 23,074 23,842-3% ANTICIPO DE ENERGÍA 20,105 38,960-48% ENCARGOS FIDUCIARIOS 7,096 13,211-46% RECAUDO DEMOCRATIZACION % TOTAL ACTIVO CORRIENTE 1,072,559 1,217,909-12% OTROS PASIVOS 1,305 1,236 6% TOTAL PASIVO CORRIENTE 364, ,341 5% PASIVO NO CORRIENTE ACTIVO NO CORRIENTE OBLIGACIONES FINANCIERAS OPIC 492, ,497 0% OBLIGACIONES BONOS 450, ,000 0% DEUDORES OBLIGACIONES CRÉDITO CLUB DEAL 154, % Clientes 9,633 11,164-14% OBLIGACIONES LABORALES 56,156 56,113 0% Encargos Fiduciarios 11,287 12,432-9% RETENCIONES CONTRACTUALES 13,103 4, % Otros 15,351 15,120 2% PROVISIÓN LITIGIOS Y DEMANDAS 114, % Anticipos y Avances proyectos 244,373 64, % IMPUESTO DIFERIDO 277, ,609 10% Provisión deudores (9,633) (11,164) -14% TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 1,558,714 1,255,653 24% 271,011 91, % TOTAL PASIVO 1,923,514 1,603,994 20% CAPITAL SOCIAL INVERSIONES % Autorizado: acciones comunes de valor unitario de $25 PROPIEDADES PLANTA Y SUSCRITO Y PAGADO 68,152 68,152 0% EQUIPO, NETO 2,833,074 2,519,584 12% RESERVA ART.130 E.T 556, ,485 16% 2,833,510 2,519,983 12% RESERVA LEGAL 51,134 51,134 0% DIFERIDOS Y OTROS ACTIVOS SUPERÁVIT DE CAPITAL 49,344 49,344 0% Cargos Diferidos 79,887 69,319 15% REVALORIZACIÓN DEL PATRIMONIO 1,235,080 1,256,540-2% Otros Activos 11,537 15,399-25% RESERVA OCASIONAL INVERSIONES 38,446 38,446 0% 91,424 84,718 8% RESERVA OCASIONAL CALIFICACION RIESGO 156, % TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 3,195,945 2,696,538 19% UTILIDAD DEL EJERCICIO 208, ,752-46% EFECTO CAMBIO PGCP-AMORT ACUM -19,399-19,399 0% VALORIZACIONES 1,030,421 1,035,410 0% SUPERÁVIT POR VALORIZACION 1,030,421 1,035,410 0% TOTAL PATRIMONIO 3,375,411 3,345,863 1% TOTAL ACTIVOS 5,298,925 4,949,857 7% TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 5,298,925 4,949,857 7%

13 ESTADO DE RESULTADOS A 30 DE SEPTIEMBRE DE 2009 Y 2010 (Millones de pesos) Trimestral 2010 Acumulado 1T 2T 3T Septiembre 2010 Septiembre 2009 Variación Acumulado INGRESOS OPERACIONALES 337, , ,920 1,066,381 1,055,860 1% Energía 325, , ,553 1,033,833 1,006,606 3% Gas 10,508 10,847 7,775 29,130 44,090-34% Servicios tecnicos ,592 3,417 5,164-34% COSTOS DE VENTAS 215, , , , ,968 7% Compras de energía 76,571 62,844 37, , ,723 0% Cargos por uso y conexion al STN 38,879 45,596 47, , ,990 12% CND, CRD'S Y SIC 1,738 1,818 1,919 5,475 5,465 0% Transferencia Ley 99 / 93 6,221 6,980 9,232 22,433 24,804-10% Contribución FAZNI 1,968 2,152 2,775 6,896 7,922-13% Depreciación 24,606 24,029 24,477 73,111 71,960 2% Combustibles 34,317 28,857 11,046 74,220 52,302 42% Otros gastos operacionales 31,118 35,489 36, ,809 98,802 4% UTILIDAD BRUTA 121, , , , ,892-5% GASTOS OPERACIONALES DE ADMINISTRACIÓN 16,815 20,693 22,158 59,666 55,383 8% UTILIDAD OPERACIONAL 104, , , , ,509-7% MARGEN OPERACIONAL 31% 39% 45% 39% 42% -8% INGRESOS NO OPERACIONALES Intereses 4,442 6,942 8,704 20,088 30,078-33% Portafolio 2,588 3,991 1,591 8,170 3, % Diferencia en Cambio 469 1, ,016 3,187-37% Otros ingresos 6,450 19,125 2,655 28,233 23,554 20% 13,949 31,467 13,088 58,507 60,275-3% GASTOS NO OPERACIONALES Intereses 9,840 8,348 9,207 27,395 35,873-24% Portafolio % Diferencia en Cambio 1,161 1,657 2,128 4,946 12,338-60% Otros gastos 4,120 6, , ,837 14, % 15,121 16, , ,376 62, % UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 103, ,793 40, , ,433-30% PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA (25,591) (42,606) (31,462) (99,658) (119,537) -17% UTILIDAD NETA 78, ,187 9, , ,896-35% MARGEN NETO 23% 32% 3% 20% 30% -36%