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

INFORME FINANCIERO ISAGEN S.A. E.S.P. Los ingresos operacionales de ISAGEN al cierre del año 2011 fueron de $1.682.700 millones, superiores un 15% a los obtenidos en el mismo periodo del año anterior. La utilidad neta fue de $479.112 millones, 17% superior a la obtenida en el año 2010. A continuación, presentamos los principales hechos ocurridos en el mercado energético y en ISAGEN que influenciaron los resultados obtenidos durante el cuarto trimestre del año. REGULACIÓN INDUSTRIA Las principales normas expedidas en el cuarto trimestre fueron las siguientes: NORMAS ASOCIADAS A GAS NATURAL Resolución CREG 140 de 2011: Anteriormente, los contratos Take or Pay permitían que durante el mes siguiente a la finalización del contrato, los compradores pudieran utilizar el gas pagado y no tomado durante la vigencia del contrato. Ahora, no se contará con esta flexibilidad para los contratos que finalicen el 31 de diciembre de 2013, fecha en que termina el período de transición para la comercialización de gas en el corto plazo. Resolución MME 12201 de 2011: Presenta la información consolidada por el MME de las declaraciones de producción total y comprometidas de gas natural, presentadas por los productores de este energético, incluyendo el gas de regalías a favor de la ANH, en cumplimiento del Decreto 2100 de 2011. En principio las cantidades declaradas por los productores para el periodo de transición, años 2012 y 2013, evidencian que existirá una mayor oferta que la demanda nacional incluyendo la demanda de las térmicas. Por lo tanto, se prevé que podrán ser atendidas las necesidades de todos los sectores de este energético durante estos dos años. Sin embargo, la oferta total nacional incluye el gas de regalías, el cual se requiere para poder atender toda la demanda nacional, con lo cual la consecución del comercializador de este gas por parte de la ANH, podría constituirse en la ruta crítica para la comercialización durante el periodo de transición que se debe efectuar antes del 31 de diciembre de 2011. Resolución MM E 181704 de 2011: Define la metodología para el cálculo y determinación del índice de abastecimiento, las cantidades disponibles y el consumo máximo de reservas de gas natural. En primera instancia el índice de abastecimiento remplaza el factor R/P que era el que se venía utilizando para determinar las cantidades de gas disponibles para el mediano y largo plazo. Este es un cambio representativo dado que en el factor R/P sólo se incluían las reservas probadas y en la nueva metodología se incluyen además de las reservas probadas el 50% de las reservas probables. También se sustituye en el

divisor la utilización de la producción esperada y en su defecto se incluye el consumo máximo de reservas, que corresponderá al valor mínimo entre la demanda esperada y la producción esperada. La sustitución del factor R/P por el índice de abastecimiento, flexibilizará las exigencias de reservas y producción que se tenían establecidas hasta la fecha. Resolución CREG 167 de 2011: Establece que los agentes nacionales que requieran gas natural para la atención de la demanda interna podrán celebrar contratos de Opción de Compra de Gas OCG - asociados a exportaciones, mediante negociaciones bilaterales y sin limitación alguna de vigencia. La motivación de la CREG para expedir esta norma, es la necesidad de contar con disposiciones adicionales en relación con los contratos de opción de compra de gas, que permitan a la demanda nacional disponer de gas natural asociado a exportaciones, especialmente para agentes que necesitan flexibilidad en los mecanismos contractuales para proveerse de este energético. En principio, esta norma tiene un amplio y positivo impacto en ISAGEN, ya que permitiría la contratación de gas bajo esta figura (OCG) para los períodos 2014-2015; sin embargo, su impacto real no se podrá valorar hasta que los productores definan las cantidades definitivas que se podrían contratar, las condiciones económicas (prima y precio de ejercicio) y la vigencia de las mismas, información que aún desconoce el mercado. NORMAS ASOCIADAS A ENERGIA ELÉCTRICA Resolución CREG 139 de 2011: Modifica la resolución CREG 071 de 2006 en aspectos asociados con la subasta para el cargo por confiabilidad. Los principales aspectos son: Modifica la definición de las plantas nuevas estableciendo que las turbinas y/o generadores no podrán tener más de tres años de fabricación, lo cual evita que participen en el mercado plantas consideradas Chatarra, y con ello se evitará que las subastas puedan cerrar a precios por debajo de mercado, dado los bajos costos de implantación de este tipo plantas. Modifica el período de vigencia de las Obligaciones de Energía Firme (OEF) al descontar los años de fabricación de las turbinas y/o generadores para las plantas nuevas. Se establece que en las subastas de OEF, no podrán participar plantas térmicas nuevas, especiales o existentes con obras, si sus costos variables de combustibles superan el Precio de Escasez Parte Combustible. Se modifica la forma como se construirá la función de demanda requerida para la subasta del Cargo, al introducir factores aleatorios que eviten a los agentes determinar la función exacta de demanda y que con ello no puedan determinar en qué momento pueden ser pivotales.

Dentro de la información que publica el subastador en cada ronda se excluyó la asociada con el exceso de oferta, introduciendo incertidumbre para determinar la curva de demanda de la subasta. En adelante las subastas GPPS siempre serán de sobre cerrado y no como era antes en donde sólo se llegaba a una subasta de este tipo, cuando se comparaba si para cualquiera de los años a subastar existía exceso de oferta. Esto incrementa la competencia en las subastas GPPS. Se definen las reglas para participar en las subastas de OEF del periodo 15-16, por parte de las plantas existentes que van a utilizar gas importado, con el fin de determinar las condiciones necesarias para viabilizar proyectos que utilicen dicho gas. Resolución CREG 148 de 2011: Define la metodología para determinar la energía firme para el Cargo por Confiabilidad ENFICC de plantas eólicas despachadas centralmente, la cual se determinará aplicando una fórmula diferente, si se tiene información mensual de las velocidades medias del viento inferior a diez años o si se tiene información igual o mayor a diez años. Para este último caso, se debe estimar la energía para cada mes de registros históricos de viento y construir la curva de distribución de probabilidad, para después proceder a calcular la ENFICC de la planta. Resolución CREG 183 de 2011: Modificó la Resolución CREG 071 de 2006, normatividad Cargo por Confiabilidad, buscando incorporar un criterio que permita dirimir desde un punto de vista de solo mercado, la selección de proyectos cuando se presente una situación de Proyectos Excluyentes a la subasta de OEF. Un proyecto es excluyente con otro u otros proyectos, bien sea porque se trate del mismo proyecto (varios promotores competiendo por el mismo) o porque la construcción de uno, descarta o es incompatible con la construcción del otro (p.e. porque compiten por el uso del mismo suelo o por una cantidad limitada de energía primaria para generación, como el mismo recurso hídrico). Resolución CREG 146 de 2011: Contiene una propuesta regulatoria para establecer el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento en el Mercado Mayorista de Energía. Este Estatuto contendría los criterios y procedimientos a seguir para la vigilancia día a día del nivel de confiabilidad del sistema eléctrico. Los procedimientos se aplicarían una vez el Ministro de Minas y Energía declare el inicio de un Período de Riesgo de Desabastecimiento. Resolución CREG 152 de 2011: Modifica las opciones para plantas filo de agua, el Nivel de Probabilidad de Vertimiento (NPV) y Recursos Hidráulicos para la atención de la Demanda Total Doméstica. Establece las características técnicas que deben cumplir las plantas para ser consideradas Filo de Agua y mantiene las opciones para participar en la Bolsa de Energía. El impacto de esta norma le permitiría a Amoyá cuando entre en operación comercial, al ser filo de agua, acogerse a la opción de despacho centralizado que optimice su operación en la bolsa de energía Modifica la Resolución 080 de 2007 estableciendo que cuando el nivel de un embalse con asignación de Obligaciones de Energía Firme sea menor que el Nivel de ENFICC Probabilístico y no el Nivel de ENFICC como estaba planteado anteriormente, no podrá atender demanda internacional, cuando el recurso se oferta supramarginal.

Resoluciones CREG 156, 157 y 158 de 2011: Se adopta el Reglamento de Comercialización, como parte del Reglamento de Operación, que contiene el conjunto de disposiciones que regulan los derechos y obligaciones de los agentes que realizan la actividad de Comercialización de energía eléctrica. Entre los temas relevantes que presenta el Reglamento están los requisitos para desarrollar la actividad de comercialización en el mercado mayorista y las obligaciones de los comercializadores, así como la participación de los comercializadores en el mercado mayorista de energía con relación a la constitución de mecanismos de cubrimiento, registro de fronteras comerciales y de contratos y al retiro de comercializadores del mercado mayorista de energía. Resolución CREG 159 de 2011: Adopta el Reglamento de Mecanismos de Cubrimiento para el Pago de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Regional y del Sistema de Distribución Local y aplica a quienes se encuentren registrados como agentes del mercado mayorista de energía, MEM, y hacen uso de las redes del sistema de transmisión regional, STR, y/o del sistema de distribución local, SDL. Establece que los comercializadores deberán constituir los mecanismos de cubrimiento definidos en el Reglamento, con el fin de garantizar el pago mensual de los cargos por uso del STR y del SDL, motivo por el cual ISAGEN debe realizar dicha constitución. Resolución CREG 174 de 2011: Modifica la Resolución CREG 121 de 2007, en relación con la asignación de pérdidas entre Comercializadores Minoristas en un Mercado de Comercialización. Dicha norma establece la asignación o distribución, proporcional a sus ventas, de las pérdidas de energía no técnicas del mercado regulado (esta es la energía que se pierde en un mercado de comercialización por motivos diferentes al transporte y transformación) de cada Operador de Red (OR), entre todos los comercializadores, es decir no son transferibles al usuario.

MERCADO ENERGÉTICO DEMANDA DE ENERGÍA La Demanda Nacional de energía eléctrica en el año 2011 fue de 57.157,5 GWh, lo cual representó un crecimiento del 1,8%, situándose en el escenario bajo de demanda de la UPME. Lo que más impactó el crecimiento de la demanda fue el mantenimiento en los hornos de Cerromatoso durante el período febrero agosto (descontando este efecto el crecimiento es de 2,45%). El crecimiento fue inferior al obtenido en el año 2010 del 2,7% e igual al obtenido en 2009. Otro aspecto que influenció la obtención de estos niveles de demanda durante el año 2011 fue el menor consumo residencial, como resultado de las bajas temperaturas presentadas en el país por la presencia del fenómeno de La Niña, la cual se ve reflejada en el comportamiento de la demanda del mercado regulado. Este mercado atiende principalmente el consumo de energía del sector residencial, que en 2011 tuvo un crecimiento de 1,1% frente a un aumento del 2,3% en 2010 y 2,1% en 2009. Fuente: Neón - XM GENERACIÓN DE ENERGÍA A finales del año 2011 la generación acumulada de ISAGEN fue de 11.002 GWh, la cual representó un crecimiento del 15,1% frente a la obtenida en el mismo periodo del año 2010, esta ha sido la mayor generación en la historia de ISAGEN, gracias a los altos aportes hidrológicos que se presentaron durante el año.

La generación obtenida en el cuarto trimestre del año 2011 fue inferior a la registrada en el mismo periodo del año anterior. Aun cuando se continuaban presentando altas afluencias hidrológicas, durante el trimestre se presentaron indisponibilidades de algunas de las líneas de transmisión en Antioquia que no permitieron obtener una mayor generación. En cuanto a la generación por centrales, las hidroeléctricas crecieron igualmente al 15%, contrario a lo sucedido en Termocentro cuya generación fue 32% inferior a la registrada en el año 2010, esto debido a los mayores aportes hidrológicos, lo cual hace que se desplace la utilización del recurso térmico ya que la mayor generación es hídrica. Fuente: Neón - XM PRECIOS DE MERCADO Durante el año 2011 los precios de la energía en bolsa estuvieron por debajo de los registrados durante el año anterior, con excepción del mes de agosto donde el precio fue superior al del mismo mes del año 2010. Esta disminución en el nivel de los precios en el mercado spot se debe a los altos aportes hidrológicos recibidos en todas las zonas del Sistema Interconectado Nacional y el alto volumen de reservas acumuladas en los embalses a lo largo del año que obligaron a los generadores hidráulicos a disminuir sus precios para obtener generación. Con respecto al comportamiento de los precios de contratos, estos han estado por encima de los presentados en el año 2010. Este crecimiento está explicado básicamente por el efecto del IPP que cerró el año 2011 en 5,2% y por las condiciones propias del mercado.

PRECIO BOLSA ($/kwh) 90,4 92,8 70,9 69,3 56,5 PRECIO CONTRATOS ($/kwh)

RESULTADOS FINANCIEROS TRIMESTRALES INGRESOS OPERACIONALES TRIMESTRALES Los ingresos operacionales trimestrales han venido creciendo consistentemente en lo corrido del año, básicamente por igual crecimiento en la generación de energía y mayores ventas en contratos de largo plazo. En el cuarto trimestre, caracterizado por altas afluencias hidrológicas, los ingresos crecieron un 11% respecto al mismo periodo del año anterior, destacándose los siguientes hechos: El 85% de los ingresos del trimestre, corresponden a la venta de 2.449,33 GWh en contratos nacionales e internacionales, a precios superiores a los registrados en el mercado Spot. Dentro de las ventas de energía en contratos se tiene 72,73 GWh exportados a Venezuela que generaron ingresos en el trimestre por $35,927 millones, representando el 8% del total de los ingresos generados durante el cuarto trimestre del año.

Del total de ingresos operacionales, el 7% corresponde a la venta de energía en el mercado spot, la cual durante el cuarto trimestre del año fue de 469,9 GWh. La disminución en las ventas de energía en bolsa del 71%, obedece a los menores precios de la energía en dicho mercado. Los ingresos por concepto de gas corresponde a ventas realizadas mediante ofertas mercantiles a mayoristas y a ventas a través de SUBASTAGAS. Este gas se vende con el fin de recuperar los costos acumulados de los contratos de suministro de gas natural. Su crecimiento respecto a igual trimestre del año anterior se debe a la mayor disponibilidad de gas como se explica en la sección de costos operacionales. Finalmente, los ingresos por servicios técnicos presentaron un incremento del 84% frente a los registrados en el mismo periodo del año 2010. ISAGEN viene intensificando su actividad en la prestación de este servicio, que representa el 1% del total de los ingresos, ofreciéndole un valor agregado a los clientes finales industriales, transformándose en su lealtad y permanencia. INGRESOS OPERACIONALES 4T 2010 INGRESOS OPERACIONALES 4T 2011 COSTOS OPERACIONALES TRIMESTRALES Los costos operacionales del cuarto trimestre del 2011 fueron 32% superiores a los registrados en igual trimestre del año anterior. Este crecimiento se ve reflejado principalmente en los siguientes aspectos:

Dentro del rubro de compras de energía se encuentran incluidos los siguientes conceptos: Las compras de energía en el trimestre fueron muy superiores a las presentadas el cuarto trimestre de 2010, siendo congruente con el crecimiento en las ventas de energía en contratos, donde en algunos picos del día se puede requerir comprar energía para cumplir con los compromisos contractuales. El rubro de compras está compuesto adicionalmente por las devoluciones de cargo por confiabilidad las cuales en el trimestre en análisis representaron $34.382 millones y por el costo de las restricciones que fueron $26.717 millones. El valor de las restricciones está asociado a la generación de seguridad requerida para la atención de la demanda Venezolana y para mantener la confiabilidad del sistema en parte por la indisponibilidad del circuito de transmisión Porce III-Cerromatoso y por las demás restricciones eléctricas del sistema. Todas estas restricciones son un passthrough para ISAGEN. El crecimiento en los cargos por uso y conexión se ven explicados por el costo adicional que suponen las transferencias de energía a Venezuela por los dos circuitos, cuyo valor es pagado por Venezuela al igual que el valor del STN. El costo generado por las compras de gas natural crecieron 120% respecto a igual trimestre del año anterior. Este aumento obedece a la necesidad de comprar el gas para respaldar el cargo de confiabilidad de Termocentro, con un mayor nivel de porcentaje Takeorpay. COSTOS OPERACIONALES 4T 2010 COSTOS OPERACIONALES 4T 2011 Fuente: ISAGEN

RESULTADOS FINANCIEROS ACUMULADOS AÑO 2011 INGRESOS OPERACIONALES ACUMULADOS Los ingresos operacionales obtenidos en el año 2011 fueron 15% superiores a los del año 2010, esto debido a que se presentaron características climatológicas y de mercado que marcaron la diferencia entre éstos dos años. Los siguientes son los principales hechos que llevaron a obtener éste nivel de ingresos: Continuando con la estrategia de vender la energía mayoritariamente a través de contratos de largo plazo y aprovechando los altos niveles de generación, fruto de mayores afluencias hidrológicas, durante el año 2011, la Compañía logró generar el 85% de los ingresos operacionales por este concepto. Un aspecto para destacar en la venta de energía en contratos, es el contrato suscrito con Venezuela a través del cual ISAGEN logró ingresos por $67.708 millones al exportar 251,54 GWh a través del Circuito Corozo-San Mateo y del circuito Cuestecitas Cuatricentenario. Por otro lado, sólo el 9% de los ingresos totales corresponden a ventas de energía en el mercado spot, básicamente por la mayor concentración en ventas por contratos y a que las ventas en este canal se

realizaron a un menor precio, debido a las altas afluencias en los embalses del sistema durante casi todo el año Los ingresos por ventas de gas natural, crecieron 95%. Este incremento es explicado por el aumento en la disponibilidad de gas para la venta (causada por el efecto combinado de comprar el gas necesario para respaldar el cargo de confiabilidad de Termocentro y la baja generación de la planta en el periodo) y el esfuerzo comercial para una mayor recuperación del costo correspondiente. En este sentido, la generación de Termocentro, la comercialización mediante ofertas mercantiles con Clientes Industriales y Mayoristas y las transacciones de SUBASTAGAS, permitieron recuperar el 67% de los costos acumulados de los contratos de suministro de gas natural. INGRESOS OPERACIONALES 2010 INGRESOS OPERACIONALES 2011 Fuente: ISAGEN COSTOS OPERACIONALES ACUMULADOS Los costos operacionales en el año 2011 crecieron 24% respecto al año anterior. Se resaltan los siguientes hechos en el año: Dentro del rubro de compras de energía se encuentran incluidos los siguientes conceptos:

Las compras de energía fueron menores a las realizadas el año anterior, básicamente por la mayor generación que permitió cubrir gran parte de los contratos con generación propia y a los menores precios de la energía en el mercado spot. En cuanto a la devolución de cargo por confiabilidad este monto supera el mismo del año anterior, debido a la mayor generación comparada con las Obligaciones de Energía Firme para el 2011. El valor de las restricciones es un componente representativo de estos cargos y su mayor valor respecto al año anterior está asociado a la generación de seguridad requerida para la atención de la demanda Venezolana y para mantener la confiabilidad del sistema por las restricciones eléctricas del mismo. Todas estas restricciones son un passthrough para ISAGEN. El costo por combustible creció 76%, explicado por la suscripción de contratos en firme para la compra de gas que soporte las necesidades de la planta térmica. Sin embargo, la estrategia de la Compañía es tratar de recuperar al máximo el gas comprado y no utilizado a través de la venta de este en el mercado secundario, para lo cual la Compañía, adicional a la venta bilateral, está haciendo uso del mecanismo de SUBASTAGAS, creado al interior de la compañía, que está operando desde el mes de enero. COSTOS OPERACIONALES 2010 COSTOS OPERACIONALES 2011

MARGEN OPERACIONAL Y EBITDA Aun cuando la generación de energía en el año 2011 creció 15% respecto a la del año anterior, la Utilidad Operacional y el EBITDA estuvieron levemente por encima de los obtenidos en el 2010. Este resultado es explicado básicamente por menores precios de la energía vendida en el mercado spot y mayor nivel de takeorpay en la renovación de algunos contratos de gas. En la siguiente gráfica podemos ver como los índices operacionales se van reduciendo a lo largo del año, básicamente por los factores descritos en el párrafo anterior, más el efecto en los otros gastos de operación de mantenimientos en las Centrales de San Carlos y Termocentro. Específicamente, el ultimo trimestre presentó los resultados operaciones más bajos respecto a los trimestres anteriores debido a un nivel de generación igualmente menor. Fuente: ISAGEN

UTILIDAD NETA A diciembre de 2011, la utilidad neta creció un 17% frente a la obtenida el año pasado, esto teniendo en cuenta que el año pasado en el período de análisis se registró 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, lo cual hizo que la utilidad neta año 2010 presentara una disminución importante. Fuente: ISAGEN BALANCE GENERAL Las cifras de balance no presentaron variaciones significativas durante el trimestre de análisis. La principal variación sigue siendo el aumento en las construcciones en curso, originado por los avances en la construcción de los proyectos de generación y que se ve compensado por una reducción en los activos de liquidez dispuestos para dichas inversiones. Durante el trimestre se realizó el pago de intereses de los bonos por $42.077 millones y el pago de la segunda cuota de dividendos a los accionistas por $81.782 millones. Adicionalmente se registró el ajuste de la provisión del impuesto de renta la cual dio como resultado un saldo a favor de $4.560 millones.

En cuanto a los principales movimientos presentados durante el año, están los siguientes: Se efectuó el registro del reparto de utilidades del ejercicio 2010 aprobado por la Asamblea de Accionistas, el cual contempló el pago de 163.564 millones que afectó las cuentas por pagar, la constitución de una reserva neta según el artículo 130 del Estatuto Tributario de $76.373 millones y la constitución de una reserva para proteger la calificación de riesgo y el cumplimiento de compromisos con acreedores de $169.839 millones que afectaron la cuenta de patrimonio. Se realizó cálculo y registro del impuesto al Patrimonio y la sobretasa al mismo, por valor de $121.517 millones, que de acuerdo con el Decreto 859 de 2011 permitió su contabilización contra la cuenta de Revalorización del Patrimonio. Estos impuestos serán pagados en ocho (8) cuotas iguales en cuatro (4) años, a partir del 2011. Durante el año se realizó el pago de las dos primeras cuotas por un total de $30.531 millones. Se realizó el pago de impuesto a la renta por el año gravable de 2010 por $64.219 millones y se realizó el registro de un saldo a favor correspondiente al año gravable 2011. Durante el año se pagaron intereses de los bonos por valor total de $88.498millones y se realizaron desembolsos del Leasing financiero por $32.735 millones. Se efectuó el pago de las dos cuotas de dividendos por $81.782 millones cada una según lo aprobado por la Asamblea de Accionistas celebrada en marzo del presente año.

3.123 ESTADO DE RESULTADOS A 31DE DI Cl EMBRE DE 2010Y 2011 (Millones de pesos) 2010 2011 INGRESOS OPERACIONALES 401.908 409.418 429.862 441.512 1.465.300 1.682.700 15% Energía 385.563 390.790 409.261 407.992 1.418.523 1.593.606 12% Gas 15.166 17.153 18.662 29.731 41.303 80.712 95% Servici os tecnicos 1.179 1.475 1.939 3.789 5.475 8.382 53% COSTOSDEVENTAS 223.185 231.820 263.477 271.023 799.413 989.504 24% Compras de energía 54.873 57.105 84.865 83.382 229.075 280.225 22% Cargos por uso y con ex i on a l STN 48.905 52.588 54.501 52.911 179.258 208.906 17% CND, CRD'SYSI C 1.776 1.804 1.742 1.695 7.652 7.017-8% Transferencia Ley 99193 9.975 10.731 9.425 9.766 33.416 39.897 19% Contribución FAZN 1 3.272 2.909 2.982 10.223 12.286 20"/, Depreciaci ón 24.796 24.811 24.874 24.957 99.517 99.438 0"/, Combustibles 43.065 35.917 43.309 42.659 93.589 164.950 76% Otros gastos o perad on al es 36.671 45.592 41.852 52.671 146.684 176.784 21% UTILIDADBRUTA 178.725 177.597 166.385 170.489 665.887 693.196 4% GASTOS OPERACIONALES DE ADMINISTRACIÓN 19.456 22.819 22.997 28.839 88.220 94.112 7"A; UTILIDAD OPERACIONAL 159.269 154.777 143.388 141.650 577.668 599.084 4% MARGEN OPERACIONAL 40% 38% 33% 32% 39% 36% INGRESOS NO OPERACIONALES Intereses 5.644 9.059 9.337 10.445 26.402 34.485 31% Portafolio 3.324 11.678 1.432 2.209 11.288 18.644 65% Diferenci a en Ca mbi o 1.819 929 341 133 4.537 3.222 29% Otros ingre sos 5.470 4.451 4.455 9.632 53.199 24.008 55% 16.257 26.117 15.565 22.419 95.426 80.359-16% GASTOS NO OPERACIONALES Intereses 10.601 10.462 12.185 12.993 90.041 46.241 49% Portafolio 8.662 1.891 199 10.553 5203% Diferenci a en Ca mbi o 1.770 1.706 21 1.042 4.946 4.539-8% Otros gastos 5.426 3.534 2.821 6.752 34.820 18.533 47% 17.797 24.364 15.027 22.678 130.005 79.866-39% UTILIDAD ANTES DE 1 MPUESTOS 157.728 156.531 143.926 141.391 543.090 599.577 1 A; PROVISIÓN IMPUESTO DE RENTA (35.274) (32.747) (28.793) ( 23.650) ( 133.315) (120.465) 10"/, UTILIDADNETA 122.455 123.784 115.133 117.741 409.776 479.112 17"A; MARGEN NETO 30% 30% 27% 27% 28% 28%

ACTIVO CORRIENTE BALANCE GENERAL (Millones de Pesos) Diciembre Diciembre PASIVO Y Diciembre Diciembre ACTIVO Variación Variación 2011 2010 PATRIMONIO 2011 2010 PASIVO CORRIENTE OBLIGACIONES FINANCIERAS 23.812 23.812 0% DISPONIBLE 561.139 521.685 8% PRIMA EMISION DE BONOS 6.232 6.232 0% RECAUDO DEMOCRATIZACION 203 212-4% CUENTAS POR PAGAR 205.241 172.413 19% INVERSIONES PORTAFOLIO 7.550 507.225-99% IMPUESTOS Y CONTRIBUCIONES 51.721 19.175 170% DEUDORES 307.313 282.583 9% OBLIGACIONES LABORALES 11.058 7.829 41% GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO 5.671 23.256-76% PASIVOS ESTIMADOS 14.234 38.845-63% INVENTARIOS 45.320 23.366 94% OTROS PASIVOS 55.968 18.871 197% OTROS ACTIVOS 21.103 10.673 98% TOTAL PASIVO CORRIENTE 368.266 287.177 28% TOTAL ACTIVO CORRIENTE 948.299 1.369.000-31% PASIVO NO CORRIENTE OBLIGACIONES FINANCIERAS OPIC 444.874 468.685-5% ACTIVO NO CORRIENTE OBLIGACION BONOS 850.000 850.000 0% PRIMA BONOS 47.330 54.410-13% DEUDORES OBLIGACIONES CREDITO CLUB DEAL 154.500 154.500 0% Clientes 5.038 8.101-38% LEASING LP 42.872 10.137 323% Dificil cobro 2.285 2051 11% IMPUESTO AL PATRIMONIO 60.643-0% Otros 17.373 15.860 10% OBLIGACIONES LABORALES 56.895 60.660-6% Anticipos y Avances proyectos 294.526 210.378 40% RETENCIONES CONTRACTUALES 26.477 20.115 32% Provisión deudores (7.323) (10.152) -28% LITIGIOS Y DEMANDAS 121.323 117.823 3% 311.899 226.238 38% CUENTAS POR PAGAR 10.364 0 DEPOSITO FONDO SOLIDARIDAD 910 865 5% INVERSIONES 526 438 20% IMPUESTO DIFERIDO 323.115 290.031 11% PROPIEDADES PLANTA Y TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 2.139.303 2.027.226 6% EQUIPO, NETO 3.862.998 3.172.003 22% TOTAL PASIVO 2.507.569 2.314.403 8% 3.863.524 3.172.441 22% CAPITAL SOCIAL DIFERIDOS Y OTROS ACTIVOS Autorizado:2.726.072.000 acciones comunes de valor unitario de $25 Cargos Diferidos 38.801 26.096 49% SUSCRITO Y PAGADO 68.152 68.152 0% Otros Activos 42.496 56.549-25% RESERVA ART.130 E.T 632.954 556.580 14% Bienes Adq Leasing 42.872 10.139 323% RESERVA LEGAL 51.134 51.134 0% 124.169 92.784 34% SUPERÁVIT DE CAPITAL 49.344 49.344 0% REVALORIZACIÓN DEL PATRIMONIO 1.113.794 1.235.080-10% TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 4.299.592 3.491.463 23% RESERVA OCASIONAL INVERSIONES 365.231 195.393 87% UTILIDAD DEL EJERCICIO 479.112 409.776 17% VALORIZACIONES 634.556 634.862-0,048% EFECTO CAMBIO PGCP-AMORT ACUM -19.399-19.399 0% SUPERÁVIT POR VALORIZACION 634.556 634.862 0% TOTAL PATRIMONIO 3.374.878 3.180.922 6% TOTAL ACTIVOS 5.882.447 5.495.325 7% TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 5.882.447 5.495.325 7% NOTA: Cifras pendientes de aprobación de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas que se celebrará el próximo 27 de marzo de 2012.