Informe para Inversionistas 0 - GEB · Informe para Inversionistas Primer Semestre 2014 Bogotá...

Informe para Inversionistas

Primer Semestre 2014

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Bogotá D.C., Agosto 12 de 2014

TABLA DE CONTENIDO

1. RESUMEN EJECUTIVO Y HECHOS RELEVANTES ...................................................................................................... 1 1.1 Panorámica sectores eléctrico y de gas natural atendidos ..................................................... 1

1.2 Resumen de los resultados financieros de EEB 2T 2014 ....................................................... 2

1.3 Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá ................................................... 2

2. DESEMPEÑO FINANCIERO GRUPO ENERGÍA DE BOGOTÁ ...................................................................................... 6 3. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS CON CONTROL ................................................................................................................ 9

3.2. DECSA – EEC ..................................................................................................................... 11

3.3. Transportadora de Gas Internacional - TGI .......................................................................... 12

3.4. CALIDDA ............................................................................................................................. 13

3.5. CONTUGAS ......................................................................................................................... 14

3.6. TRECSA .............................................................................................................................. 15

3.7. EEBIS Guatemala y Perú ..................................................................................................... 15

3.8. Empresa de Movilidad de Bogotá ......................................................................................... 16

4. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS SIN CONTROL ................................................................................................................ 17

4.1. EMGESA ................................................................................................................................. 18

4.2. CODENSA ........................................................................................................................... 20

4.3. PROMIGAS .......................................................................................................................... 22

4.4. GAS NATURAL .................................................................................................................... 24

4.5. REP y CTM Perú .................................................................................................................. 25

5. ANEXOS ......................................................................................................................................................................... 28

Anexo 1: Nota legal ........................................................................................................................ 28

Aclaraciones ................................................................................................................................... 28

Anexo 2: Definiciones de los EBITDAs incluidos en este informe ................................................... 28

Anexo 3: Estado de resultados consolidados y EBITDA Ajustado UDM y trimestral ....................... 29

Anexo 4: Estados financieros consolidados de EEB e individuales: ................................................ 30

Anexo 5: Términos técnicos y regulatorios ...................................................................................... 30

Anexo 6: Pies de página de las tablas y gráficas ............................................................................ 31

Anexo 7: Panorámica de la compañía controlante – EEB ............................................................... 33

Informe para inversionistas


Gerencia de Relación con Inversionistas, Teléfono: +57(1) 3268000 ext 1675 / 1827 E mail:[email protected]

www.grupoenergiadebogota.com/inversionistas

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1. RESUMEN EJECUTIVO Y HECHOS RELEVANTES

1.1 Panorámica sectores eléctrico y de gas natural atendidos

Tabla N° 2 - Panorámica de los sectores de gas natural al 2T 14

Colombia Perú

Reservas probadas y probables – TPC (2012) 5.508.00 23.1

Demanda interna 1085.1 GBTUD 1,034 MMCFD

Variación demanda interna 2T 14/ 2T 13 - % 6.20 -8.3%

Explicación variación demanda

El consumo termoeléctrico experimentó un incremento del 23%, debido principalmente a que las condiciones de hidrología se mantuvieron en alerta para el segundo trimestre debido a la alta probabilidad de ocurrencia del fenómeno de El Niño, elevando el consumo de este sector

La variación de la demanda del 2T14 al 2T13 es de -93 MMPCD y se debe a la menor demanda interna a pesar de un aumento en el consumo de Lima, (en Lima aumentó en 26%).

.

Fuentes: UPME, CON, MEM, Osinergim, Concentra. *Demanda promedio de gas durante 4T 2013.

Tabla N° 1 - Panorámica de los sectores eléctricos al 2T 14

Colombia Perú Guatemala

Capacidad instalada – MW 14,699 8,339* 2,979

Demanda – GWh 31,189 3,457 2,309

Variación demanda 2T 14 / 2T

13 - % 4.3 5.1 2.8

Explicación variación demanda

2T 14 / 2T 13

El crecimiento de

la demanda de

electricidad

presentó un

crecimiento del

mercado regulado

y no regulado y

de la actividad

económica

relacionada con

explotación de

minas y canteras.

Dos plantas de energía

iniciaron operaciones; (i)

Parque Eólico Marcona

(Ica) empezó a producir

electricidad (32 MW); (ii)

Planta hidroeléctrica

Huanza, la cual empezó

a producir al 100% de su

capacidad en mayo. La

hidroeléctrica Huanza

pertenece a Egehuanza,

una subsidiaria de Cia.

de Minas Buenaventura

y provee 90,6 MW al

sistema.

La demanda fue impulsada

por mejor desempeño de la

economía, instalación de

nuevas redes, nuevos

circuitos residenciales,

domiciliares o de industria.

La capacidad instalada

también se incrementó

comparativamente frente al

primer semestre de 2013, por

la incursión de nuevas plantas

generadoras, dos

hidroeléctricas, y una central

solar.

Fuentes: XM, UPME, COES – Perú, AMM – Guatemala

* Valor extraído de la Estadística anual del COES del año 2013.





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1.2 Resumen de los resultados financieros de EEB 2T 2014

Tabla N° 3 - Indicadores financieros consolidados de EEB

COP Millones Al 2T 14 Al 2T 13 Var. %

Ingresos operacionales 1,123,980 943,195 19.2 Utilidad operacional 434,354 340,898 27.4 EBITDA Consolidado ajustado Trimestral 322,220 232,594 38.5 EBITDA Consolidado ajustado UDM 1,970,539 1,621,817 21.5 Dividendos y reservas decretados a EEB 863,450 799,800 8.0 Utilidad neta 956,772 718,900 33.1 Dividendos y reservas decretados por EEB 590,533 403,604 46.3 Ultima calificación deuda externa L/P:

S&P – May 14 BBB-; estable

Fitch – Abril 14 BBB-; estable

Moody’s - Abril 14 Baa3; estable

Al cierre del primer semestre de 2014, la utilidad neta de EEB, casa matriz del Grupo Energía de Bogotá -GEB-, cerró en

COP 956,772 millones, COP 237,872 millones por encima del resultado obtenido en el mismo período del año anterior, lo

que significa un incremento del 33%. Este comportamiento se explica principalmente por el crecimiento de la utilidad

operacional en COP 93,456 millones, sobresaliendo los resultados operacionales obtenidos por los negocios de

distribución de gas natural en Perú (aumento de conexiones domiciliarias en Cálidda y entrada en operación comercial de

Contugas) y distribución de electricidad en Colombia (a través de Empresa de Energía de Cundinamarca -EEC-). Por su

parte, Transportadora de Gas Internacional -TGI-, principal transportadora de gas natural en Colombia, mantiene su

desempeño y consolidación en términos de generación de ingresos operacionales y EBITDA derivado de las recientes

ampliaciones en su capacidad de transporte.

La utilidad no operacional se benefició con el incremento de COP 63,650 millones en los dividendos decretados a favor de

EEB, en particular por los provenientes de Emgesa, Codensa y Gas Natural. Por otro lado, la revaluación del peso

colombiano durante el primer semestre del año 2014 impactó positivamente la cuenta de diferencia en cambio, pasando

de un gasto por COP 217,988 millones durante el mismo período del año anterior, a un ingreso de COP 27,552 millones a

junio de 2014, registro que sólo tiene efectos contables y no corresponde a una entrada o salida de efectivo.

El EBITDA del GEB consolidado UDM continúa creciendo de manera consistente y alcanzó la cifra de COP 1,97 billones,

lo que representa un ascenso del 22% respecto al mismo período del año 2013, y del 11% frente al cierre de 2013 y del

54% frente al cierre del 2012, lo que demuestra el permanente compromiso del Grupo Energía de Bogotá con el

fortalecimiento del desempeño operacional de sus filiales.

1.3 Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá

04.04.14 Empresa de Energía de Bogotá anunció que su oferta para adquirir el 31.92% de Transportadora de Gas

Internacional (TGI), por un monto de USD 880 millones, fue aceptada por The Rohatyn Group (antes Citi Venture

Capital International -CVCI), con los cual la participación directa e indirecta de EEB en TGI alcanza un 99.97%. Lo

anterior, según la decisión del 11 de diciembre de 2013 de la Junta Directiva de Empresa Energía de Bogotá, quien

aprobó realizar una oferta por esa participación, la cual hace parte del plan de inversiones 2013-2017 valorado en

USD 7.5 billones que está ejecutando la compañía.





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14.04.14 El 14 de abril fue inscrita en la Cámara de Comercio la Constitución de la Empresa de Movilidad de Bogotá

S.A.S. E.S.P. La participación de EEB es de 99.98%. EEB había sido autorizada por la Junta Directiva en el mes de

diciembre de 2013, para evaluar la participación en proyectos de movilidad eléctrica con un tercero operador de

sistemas de transporte masivo de pasajeros. En desarrollo de esta autorización el primer paso realizado fue la

constitución de la empresa de movilidad.

07.05.14 La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) adjudicó a la Empresa Energía de Bogotá (EEB), el

proyecto UPME–01–2013 Sogamoso-Norte-Nueva Esperanza, cuyo valor presente neto de ingresos asciende a USD

171.4 millones. El proyecto comprende el diseño, adquisición de los equipos, construcción, operación y

mantenimiento de la Subestación Norte 500 kV y la línea de transmisión Sogamoso-Norte-Nueva Esperanza 500kV.

Este proyecto, que se encuentra contemplado en el Plan de Expansión de la UPME 2013-2027, se suma a los que

está ejecutando EEB en diferentes zonas del país.

08.05.14 La Asamblea Extraordinaria de Accionistas de la Empresa de Energía de Bogotá (EEB) nombró nuevos

miembros para su Junta Directiva. Dentro de los miembros independientes se encuentran Mauricio Cabrera, Mauricio

Cárdenas Müller, y Claudia Castellanos; y dentro de los miembros que representan al accionista mayoritario se

encuentran el Sr. Gustavo Petro, Alcalde Mayor de Bogotá, Guillermo Perry, Exministro de Hacienda, Fernando

Arbeláez Bolaños, Investigador y coordinador del Observatorio de Economía y Operaciones Numéricas ODEON de

la Universidad Externado de Colombia, Alberto Merlano Alcocer, Actual Gerente de la Empresa de Acueducto y

Alcantarillado de Bogotá -EAAB-, Saúl Kattan Cohen, Presidente de la Empresa de Telecomunicaciones de Bogotá -

ETB- y Germán Corredor Avella, coordinador del Observatorio Colombiano de Energía de la Universidad Nacional.

08.05.14 La agencia calificadora de crédito Standard & Poor’s confirmó las calificaciones de deuda como emisor de

deuda y de la deuda corporativa de TGI en grado de inversión BBB- con perspectiva estable. La calificación de EEB

refleja la fuerte posición competitiva de la compañía debido principalmente a sus negocios regulados de bajo riesgo,

en países con marcos institucionales y regulatorios estables. En el caso de TGI, la calificación refleja el perfil de

negocio satisfactorio, la previsibilidad de la generación de flujo de efectivo estable y predecible.

20.05.14 La Unidad de Planeación Minero Energética-UPME ratificó la adjudicación a la Empresa Energía de Bogotá

(EEB) del proyecto Convocatoria UPME 05-2012-Segunda Línea de Transmisión Bolívar-Termo Cartagena 220 kV.

kmEste proyecto contempla la construcción de una línea de transmisión en circuito sencillo 220 kV con una longitud

aproximada de 21 km; la instalación de un módulo de línea 220 kV en la subestación Bolívar 220 kV y la instalación

de un módulo de línea 220 kV en la subestación Cartagena 220 kV. Un punto fundamental que caracteriza este

proyecto es que cuenta con una línea subterránea de 3.8 km que se va a realizar con perforación horizontal digital.

EEB utiliza la innovación y tecnología en bien de los usuarios de Colombia.

30.05.14 Empresa Energía de Bogotá (EEB) informó que a través del Consorcio Transmantaro -CTM-, en el cual

cuenta con una participación de 40% e ISA del 60%, resultó ganadora de una nueva línea eléctrica de transmisión en

Perú para desarrollar el diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de una línea de transmisión

a 220 kV, que fortalecerá la demanda en Lima.

13.06.14 En desarrollo de la transacción de compra de la participación del 31.92% de propiedad The Rohatyn Group

(antes CVCI) en Transportadora de Gas Internacional S.A. (TGI) anunciada el 4 de abril de 2014, la Empresa de

Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB) constituyó la sociedad Transportadora de Gas Iberoamericana S.L., con

domicilio en Madrid, España. Esta sociedad de responsabilidad limitada, tiene como único accionista a EEB e incluye

en su objeto social las actividades que le permitan ejecutar la transacción antes mencionada, tales como la gestión y





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administración de valores representativos de los fondos propios de sociedades y otras entidades, en particular

sociedades que se dediquen al transporte de gas y la inversión e sociedades y otras entidades, sean éstas residentes

o no en territorio español, todo ello con plena sujeción a la legislación aplicable (CNAE 6420 -España).

Adicionalmente podrá participar en actividades de financiación de las filiales o empresas del grupo, en los términos

establecidos en el artículo 42 del Código de Comercio Español y la legislación aplicable (CNAE 6492), entre otras

actividades.

TGI

- 01.07.14. TGI adquirió el 7.78% de la participación en el proyecto Oleoducto al Pacífico, que pretende transportar

petróleo de tipo pesado, desde los Llanos Orientales hasta Buenaventura, con el propósito de exportarlo hacia

mercados de Asia-Pacífico y la costa oeste de Norteamérica. La construcción del Oleoducto al Pacífico (OAP),

que atravesaría las tres cordilleras para conectar a San Martín (Meta) con Buenaventura (Valle del Cauca), tiene

un costo aproximado de USD 5,000 millones y estaría operando en el 2018. Se trata de un oleoducto de 760 km

de longitud, con diámetro entre 30 y 36 pulgadas, con seis estaciones de bombeo por el que se transportarán

diariamente entre 250 y 400 mil barriles de petróleo. La empresa colombiana Oleoducto al Pacifico SAS tiene

como socios a Talisman, Vitol, ISA, CENIT, Enbridge y TGI.

- 02.07.14 EEB realizó la compra del 31.92% de las acciones de Transportadora de Gas Internacional (TGI), al

comprar el vehículo de propósito especial Inversiones en Energía Latino América Holdings, S.L.U., IELAH,

domiciliada en España, en cabeza del cual The Rohatyn Group (antes CVCI) mantenía su inversión en TGI. Para

este efecto, el 26 de junio de 2014 EEB capitalizó en USD 264 millones la sociedad, Transportadora de Gas

Iberoamericana S.L, -TGISL-, vehículo constituido en España por EEB para esta transacción, según el plan de

financiación anunciado en el mes de abril pasado. A este aporte de capital se suman USD 616 millones en

créditos de corto plazo intercompañía, obtenidos por TGISL, para completar el valor total de transacción de USD

880 millones.

- 02.07.14 la compañía dio inicio a la operación comercial de la estación de compresión de gas natural para

aumentar la capacidad de transporte del gasoducto de La Sabana. Este proyecto se suma al incremento de

transporte de gas en el país a 215 MMPCD con el cual se ha comprometido la compañía.

- En lo corrido del año, el promedio de volumen transportado por la infraestructura de TGI es de 543.6 MMPCD,

superando lo presupuestado inicialmente por la compañía.

- TGI mantiene un cuota de mercado del 51.5% al cierre del primer semestre de 2014.

Cálidda

- Al primer semestre de 2014, la base de clientes de Cálidda alcanza el número de 215,000. Se logró un nuevo

récord en las conexiones mensuales en junio, con 10,808 nuevos clientes.

- A principios de julio de 2014, OSINERGMIN, regulador del sector energético peruano, publicó la resolución

definitiva que fija la tarifa de distribución de Cálidda para el período comprendido entre el 08 de mayo 2014 y el

07 de mayo 2018 (Tarifa de distribución promedio aprobado). Esta resolución está en línea con las expectativas

de la Compañía y tuvo un incremento de aproximadamente 6.37%, reconociendo debidamente pasadas y futuras

inversiones.





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Contugas

- 30.04.14 Contugas realizó con éxito la inauguración y Puesta en Operación Comercial (POC) del Gasoducto

Regional de Ica, cumpliendo uno de los hitos más importantes del contrato de concesión suscrito con el gobierno

peruano. Este hecho convertirá a esta zona en la primera región gas energética descentralizada del Perú, puesto

que cuenta en forma integral con gas natural para los usuarios residenciales, comercios, estaciones de servicios

Gas Natural Vehicular -GNV, e industrias intensivas en capital, mejorando la calidad de vida de la población y

contribuyendo al progreso de la región. Esta inversión ascendió a USD 345 millones y contó con el

financiamiento de instituciones como la Corporación Andina de Fomento -CAF-, Banco de Bogotá y Banco

Davivienda.

Consorcio TransMantaro -CTM- y Red de Energía del Perú -REP-

- 11.07.14 tuvo lugar la Séptima Emisión Serie A del Tercer Programa de Bonos Corporativos, en la cual REP

colocó un monto de USD 20 millones, a una tasa fija de Interés Nominal Anual de 3.75% y a un plazo de 7 años

amortizable. La colocación tuvo una demanda total del valor de USD 41.4 millones y la participación de todos los

grupos de inversionistas, entre Asociaciones de Fondos de Pensiones -AFP’s, Compañías de Seguros, Fondos

Mutuos y Fondos de Gobierno, entre otros. Cabe indicar que la última colocación de bonos en dólares realizada

por REP fue en febrero del 2013, por un monto de USD 10 millones, con una tasa de 4.62% por un plazo de 5

años bullet.

- 22.07.14 el Ministro de Energía y Minas, Eleodoro Mayorga, inauguró la obra “Línea de Transmisión Trujillo-

Chiclayo-Piura en 500 kV”, construida por Consorcio Transmantaro (CTM), obra que demandó una inversión del

orden de USD 128 millones por parte de la empresa y comprende 327 km de línea en 500 kV, con la cual CTM

completa más de 1,000 kmkm de circuitos en operación en este nivel de tensión, con una inversión total cercana

a los USD 500 millones.

EEB ENERGY Re Ltd: Fue constituida en la ciudad de Hamilton/Bermuda el 7 de Enero de 2013 y tiene como objeto

servir de instrumento de transferencia al mercado asegurador, de los riesgos de las empresas que conforman el

Grupo Energía de Bogotá, tanto en Colombia como en el exterior.

Fundación Grupo Energía de Bogotá: La Fundación fue creada en el 2008 como un instrumento para la ejecución

de las políticas y proyectos sociales de las empresas pertenecientes al Grupo Energía de Bogotá (GEB). La

Fundación se dedica a identificar, construir y poner en marcha programas, proyectos y acciones que potencialicen su

capacidad de promover el desarrollo social a través de la energía, por medio de cuatro ejes estratégicos: Gestión del

Conocimiento, Desarrollo Humano, Proyectos con las Comunidades y Comunicación para el Desarrollo. trabaja en

más de 80 municipios de la zona de influencia del Grupo, en los departamentos de Cundinamarca, Huila, Putumayo,

Nariño, Meta, Cauca, Tolima, Antioquia, Bolívar, Santander, Casanare, Boyacá y Cesar, en donde más de 30.000

personas se benefician con nuestros proyectos.





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2. DESEMPEÑO FINANCIERO GRUPO ENERGÍA DE BOGOTÁ

Tabla N° 4 – Estado de Resultados Consolidado EEB

Millones COP Variación Variación Millones USD Variación Variación

2T 14 2T13 COP % 2T14 2T 13 USD %

Ingresos Operacionales 1,123,980 943,195 180,785 19.2 597.5 489.0 108.5 22.2

Costo de ventas -566,843 -492,788 -74,055 15.0 -301.3 -255.5 -45.9 18.0 Utilidad bruta 557,137 450,407 106,730 23.7 296.2 233.5 62.7 26.8 Gastos operacionales -122,783 -109,509 -13,274 12.1 -65.3 -56.8 -8.5 15.0 Utilidad Operacional 434,354 340,898 93,456 27.4 230.9 176.7 54.2 30.7 Dividendos 863,450 799,800 63,650 8.0 459.0 414.6 44.4 10.7 Ingreso / gasto No operacional neto

-116,504 -376,729 260,225 -69.1 -61.9 -195.3 133.4 -68.3

Utilidad antes de impuestos e interés minoritario

1,181,300 763,969 417,331 54.6 628.0 396.0 231.9 58.6

Interés minoritario -84,449 -7,596 -76,853 1011.8 -44.9 -3.9 -41.0 1,040.0 Impuesto de renta -140,079 -37,473 -102,606 273.8 -74.5 -19.4 -55.0 283.3 Utilidad neta 956,772 718,900 237,872 33.1 508.6 372.7 135.9 36.5

Los ingresos operacionales consolidados del Grupo crecieron 19.2% en el primer semestre de 2014, comparado con

el mismo período de 2013 debido a: (i) Incremento de ingresos de distribución de gas natural en Perú, por mayores

conexiones de clientes residenciales y comerciales habilitados y conectados a la red en Cálidda y a un mayor

volumen distribuido y facturado, (ii) Puesta en Operación de Contugas en abril 30/2014 (iii) Puesta en operación de la

subestación Alférez en marzo 30/2014, cuya entrada ha favorecido los ingresos de transmisión de electricidad vía

acuerdos de construcción y convenios de conexión. (iv) Mejor desempeño operacional de Empresa de Energía de

Cundinamarca, y (v) Mayores ingresos por transporte de gas en Colombia, TGI, debido al esquema tarifario vigente,

el cual remunera la inversión y está indexada al dólar.

La utilidad operacional creció a un ritmo superior al de los ingresos operacionales dado que los costos y gastos

operacionales tuvieron un crecimiento moderado, así: (i) en TGI, los costos y gastos operacionales aumentaron

levemente en 4.1%, debido principalmente a una reducción de los costos de gas combustible (negociación de nuevas

tarifas) y al incremento en el rubro de provisiones de contingencias; (ii) Por su parte en Contugas y Cálidda se

presentaron incrementos principalmente en costo de instalaciones internas para terceros en el negocio de distribución

de gas en Perú, el cual tuvo un incremento importante en conexiones y clientes durante el primer semestre de 2014;

(iii) En EEB Transmisión y en TRECSA se incrementaron los gastos por honorarios y servicios, suministros y

servicios de personal y (iv) incremento del costo de energía comprada por Empresa de Energía de Cundinamarca

tanto en contratos como en Bolsa. Como resultado de lo anterior, la utilidad operacional durante 2T 2014 alcanzó la

cifra de COP 434,354 millones con un crecimiento de 27.4% frente al mismo período del año anterior

En cuanto a ingresos y gastos no operacionales, las principales variaciones corresponden a (i) Dividendos

decretados por compañías no controladas, por un valor de COP 863,450 millones, los cuales representan un

incremento del 8.0%; (ii) Los gastos financieros se incrementaron como resultado de las deuda nueva contratada en

el año 2013 por Cálidda y Contugas y por la reapertura del bono EEB 2021; (iii) La revaluación del peso colombiano





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durante el primer semestre impactó positivamente la cuenta diferencia en cambio, pasando de un gasto de COP

217,988 millones a marzo de 2013 a un ingreso de COP 27,552 millones a junio de 2014, como resultado de la

actualización de las obligaciones financieras del Grupo denominadas en dólares, registro que sólo tiene efectos

contables y no corresponde a una erogación de efectivo. Es de anotar que el Grupo continua trabajando en la

estructuración de operaciones para establecer un limité a las pérdidas de las coberturas actualmente contratadas al

nivel de algunas filiales.

Finalmente, la utilidad neta del primer semestre cerró en COP 956,772 millones, lo cual representa un crecimiento de

33% frente al mismo período del año anterior.

Tabla N° 5 – EBITDA Consolidado UDM de EEB

Millones COP

Millones USD

Al 2T 14 Al 2T 13 Var COP Var % Al 2T 14 Al 2T 13

Var USD

Var %

EBITDA Consolidado ajustado trimestral 322,220 232,594 89,626 38.5 171.2 120.5 50.7 42.1

EBITDA Consolidado ajustado UDM 1,970,539 1,621,817 348,722 21.5 1047.5 840.7 206.7 24.6

Margen EBITDA Consolidado % 62.7 61.5 62.7 61.5

El EBITDA Consolidado Ajustado del segundo trimestre de 2014 (TaT), que incluye los dividendos recibidos de filiales no

controladas, ascendió a COP 322,220 millones, lo que representa un incremento del 38.5% frente al generado en el

mismo período del 2013, explicado por (i) Mayores dividendos e intereses ganados por valor de COP 29,169 millones y

(ii). Mejor desempeño operacional por valor de COP 57,945 millones.

El EBITDA Consolidado Ajustado UDM (últimos doce meses) (AaA) ascendió a COP 1,970,539 millones, con un

crecimiento del 21.5%, explicado igualmente por (i) Mayores dividendos e intereses ganados por COP 149,718 millones; y

(ii) mejor desempeño operacional por COP 93,446 millones.

232,594 248,733284,226

1,115,360

322,220

2T 13 3T 13 4T 13 1T 14 2T 14

Gráfico 2 EBITDA Consolidado Ajustado Trimestral - COP

2T 13 3T 13 4T 13 1T 14 2T 14

EBITDA ConsolidadoAjustado (UDM) - COP

1,621,817 1,668,543 1,775,908 1,880,913 1,970,539

Var. 1.1% 2.9% 6.4% 5.9% 4.8%

Gráfico 1 - EBITDA Consolidado Ajustado UDM - COP

EBITDA Consolidado Ajustado (UDM) - COP Var.





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Tabla N° 6 - Estructura de la deuda consolidada de EEB

2T 14 Part. 2T 13 Part.

2T 14 2T 13

COP Millones

% COP

Millones %

Millones USD

Millones USD

Deuda financiera en COP 327,543 7.0 1,363 0.0 174.1 0.7 Deuda financiera en USD 4,148,081 88.4 3,781,610 94.3 2,205.0 1,960.4 Operaciones de Cobertura 216,939 4.6 227,271 5.7 115.3 117.8 Total deuda financiera 4,692,563 100 4,010,244 100 2,494.5 2,078.9 Deuda neta/EBITDA Consolidado Ajustado UDM – OM: <4.5

1.25 - 1.41 - 1.25 1.41

EBITDA Consolidado Ajustado UDM/ Intereses – OM: >2.25

11.44 - 13.18 - 11.44 13.18

La deuda financiera total consolidada creció 17% (AaA), frente al saldo al primer semestre de 2013, debido a (i)

Repago de crédito sindicado de corto plazo en Contugas (USD 215 millones) y desembolso de nuevo crédito por

USD 300 millones -neto USD 85 millones adicionales-; (ii) Reapertura del bono EEB 2021 -USD139 millones, menos

repago de deuda con banca multilateral (CAF) por USD 14 millones-; y (iv) toma de endeudamiento en EEC para

financiar plan de sus inversiones.

La deuda financiera total consolidada creció 1.3% (TaT) frente al primer trimestre de 2014 por (i) Toma de

endeudamiento con banca local por COP 223,000 millones en EEB para financiar adquisición de TGI; compensado

por (i) Menor saldo por diferencia en cambio de la deuda en USD; y (ii) Amortización de USD 7 millones del crédito de

EEB con CAF.

Gráfica 3 – Evolución Indicadores de Deuda

1.41 1.60 1.481.39

1.25

4.5

2T 13 3T 13 4T 13 1T 14 2T 14

Deuda Neta/ EBITDA Consolidado Ajustado

Deuda Neta / EBITDA Consolidado Ajustado OM <

13.18

9.1011.06

10.9611.44

2.5

2T 13 3T 13 4T 13 1T 14 2T 14

EBITDA Consolidado Ajustado / Intereses

EBITDA Consolidado Ajustado / Intereses OM >

N.B: En concordancia con las definiciones del contrato de los bonos emitidos por EEB en noviembre de 2011, los

indicadores de apalancamiento y cobertura de intereses se calculan con base en el EBITDA Consolidado Ajustado,

que incluye los dividendos y las reducciones de capital recibidas por EEB de sus filiales

El indicador de apalancamiento neto (AaA) se redujo por un aumento del EBITDA (+21.5%) y una disminución en el

endeudamiento neto (-6.5%).

El indicador de cobertura de intereses (AaA) presenta un aumento moderado por crecimiento del 21.5% en el

EBITDA Consolidado Ajustado frente a un aumento en el gasto financiero neto por intereses (+20.7%).





9

3. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS CON CONTROL

Tabla N° 7 - Indicadores financieros inversiones con control 2T 14

COP Millones USD millones

EEB* TGI Calidda EEB* TGI Calidda

Ingresos operacionales 55,037 486,881 391,726 29.3 258.8 252.8 Utilidad operacional 31,209 317,352 60,511 16.6 168.7 34.7 EBITDA UDM 69,859 741,211 190,340 37.1 394.0 105.8 Utilidad neta 19,622 195,552 36,512 10.4 104.0 19.3 *Cifras correspondientes al negocio de transmisión operado directamente por EEB.

Tabla N° 8 - Resumen de los proyectos de expansión del Grupo EEB - Compañías Controladas

Proyecto / Cía. País Sector Inversión Total

USD MM Estado En operación:

La Sabana/CApiay – TGI Colombia T GN 120.5 En operación* En operación

ICA Perú – Contugas Perú T + D GN 358 En operación** En operación

Lima Callao – Cálidda Perú D GN -ampliación red- 500 En construcción 14-18

Guatemala – TRECSA Guatemala T E 376 En construcción 14-15

Subestaciones – EEB Colombia T E 611 En construcción 14-16

EEC Colombia DE 114 Mantenimiento 14-17

EEBIS Guatemala T E 111 En planificación 15-18

T: Transporte; D: Distribución; GN: Gas Natural; E: Electricidad *Puesta de Declaración Comercial de Estación La Sabana. 7/7/2014 **Puesta en Operación Comercial: 30/4/2014

Grafica No. 4 - Perfil Amortizaciones 2014 – 2023 USD MM





10

3.1. EEB – Negocio de Transmisión

Tabla N° 9 - Indicadores Transmisión EEB

2T 14 2T 13 Var %

Utilidad operacional – COP MM 31,209 24,724 26.2

EBITDA UDM - COP MM 69,859 63,626 9.8

Inversiones – COP MM 46,500 17,421 166.9

Disponibilidad de la infraestructura - % (1) 99.93 99.96 -0.030

Compensación por indisponibilidad - % (2) 0.036 0.1595 -77.4

Cumplimiento programa mantenimiento - % (3) 100 100 0.0

Participación en la actividad de transmisión en Colombia - % (4) 8.22 8.06 2.0

Pies de página en anexo 6

Los indicadores técnicos muestran estabilidad en la gestión operativa de la empresa manteniendo cumplimientos

superiores a los exigidos regulatoriamente sin detrimento de la Empresa.

Las inversiones del período incluyen los montos asociados a la construcción de los proyectos de expansión en el

Sistema de Transmisión Nacional en Colombia.

Avance de proyectos de Inversión EEB Negocio de Transmisión:

Proyecto Armenia (UPME 02-2009): El 17 de junio de 2014 la ANLA notificó a la EEB S.A. ESP la Resolución 0582

de 05 de junio de 2014 por la cual otorga licencia ambiental para este proyecto. En el área de servidumbres se han

liberado por escrituración e inspección judicial 64 sitios de torres, lo que representa el 77% del total de los sitios de

torre del proyecto. El proyecto cuenta con un avance del 56.23% frente a un programado de 78,59%, en tanto que ya

se están iniciando las actividades de construcción del proyecto.

Proyecto Tesalia (UPME 05-2009): Con corte al 30 de junio de 2014, el proyecto total presenta un avance

ponderado del 66.74% con respecto al 84.77% programado. Para el tramo Tesalia.Altamira, la reconfiguración de

línea Betania-Jamondino, la SE Tesalia y la ampliación de la subestación Altamira, el avance es del 82.29%. Con

esta parte del proyecto se garantiza la conexión y evacuación de la generación de energía del proyecto El Quimbo.





11

Para la línea de transmisión Tesalia-Altamira y la reconfiguración de Betania.Jamondino se realizó el montaje de 75

torres de un total de 116, para un avance del 65% en esta actividad y se inició el tendido de dicha línea. En

subestaciones: el montaje de la subestación Tesalia tiene avance físico del 85%, se finalizó el montaje de la

ampliación de la subestación Altamira y la ampliación de la subestación Alférez se finalizó en enero de 2014. Para la

línea de transmisión Tesalia-Alférez quedan pendientes 11 km para finalizar la etapa de diseño de los 200 km y se

proyecta radicar el Estudio de Impacto Ambiental ante la ANLA en septiembre de 2014.

Proyecto Norte (UPME 03-2010): Con corte al 30 de junio de 2014, el diseño detallado de líneas de transmisión está

concluido en los tramos Chivor-Chivor II y Chivor II-Norte. En el tramo Norte-Bacatá se presentan algunas

restricciones de acceso por lo cual se culminará esta actividad con información de fotografías aéreas. En conjunto, el

diseño de líneas presenta un avance del 89.4%. El Diagnóstico Ambiental de Alternativas se radicó en la ANLA el 31

de octubre de 2013, se continúa a la espera del pronunciamiento de ANLA sobre la alternativa seleccionada. El

proyecto presenta un avance del 28% con respecto al 37% programado.

SVC TUNAL: Con corte a 30 de Junio de 2014. Se realizaron las bases para varios de los equipos principales y

también se avanzó en el cuarto de control. En junio se tuvo buen rendimiento en las obras civiles debido al

incremento de los frentes de trabajo. Se encuentra en proceso de nacionalización el primer embarque de equipos del

SVC. El proyecto presenta un avance del 63.4% frente a un 68.7% programado.

3.2. DECSA – EEC

Tabla N° 10 - Indicadores seleccionados EEC (*)

Al 2T 14 Al 2T 13 Var %

No. de clientes 270,575 259,991 4.07

Ingresos operacionales - COP MM 151,219 141,954 6.53

Utilidad operacional - COP MM 28,274 21,691 30.35

EBITDA trimestral 19,972 14,720 35.68

Utilidad neta – COP MM 13,381 10,296 29.97

Dividendos y reservas decretados a DECSA 0 8,898 -

Pérdidas - %(1) 10.4 11.5 -9.71

Deuda neta / EBITDA UDM 1.18 -0.07 -1785.7

EBITDA UDM / Intereses UDM 17.33 24.66 -29.7

* Controlada por DECSA


Se presentó un crecimiento en el número de clientes de 4% entre el 2013 y el 2014 equivalente a 10,584 nuevos

clientes del mercado regulado destacándose los residenciales de los estratos 1, 2 y 3 y el segmento comercial.

La demanda nacional de electricidad creció 1,176 GWh equivalentes a un 3.92% impulsada principalmente por los

sectores de la construcción, manufactura y comercio.

Crecimiento en ingresos operacionales de COP 9,265 millones, equivalente al +6.53% con respecto al 2T 2014, por

aumento en ventas de energía de 6.9%, resultado de la estacionalidad del mercado en el cual son importantes los

períodos vacacionales y festivos, segundo trimestre contó con la energía vendida en semana santa y en junio.





12

Mejor desempeño del margen de contribución por un menor índice de pérdidas de energía, mayores ventas y un

mayor control del costo fijo.

Se presenta una disminución en el índice TAM de pérdidas de energía de 1.12 puntos porcentuales, esto como

resultado del desarrollo del plan de choque de pérdidas donde se instalaron equipos de macromedida para

focalización y se realizaron visitas comerciales.

La utilidad operacional crece a mayor ritmo en comparación con el crecimiento de los ingresos operacionales,

principalmente por un decrecimiento en los costos fijos de OyM.

En el segundo trimestre de 2014, visto como doce meses acumulados se observa una mejora del margen EBITDA por

COP 1,580 millones, principalmente por un menor costo fijo por un mejor desempeño en el control de los costos OyM

compensando la mayor planta media de personal. El EBITDA UDM ascendió a USD 36.5 millones en comparación con

USD 34.8 millones del mismo período del año anterior.

El monto de la deuda neta frente al mismo período del año anterior presentó un incremento principalmente por la toma

de deuda financiera en moneda local con bancos nacionales.

EEC decretó dividendos por un valor de COP 2,000 MM pagaderos en noviembre 2014 a todos sus accionistas.

Por último, se destaca que EEC espera una actualización de los cargos de distribución por la revisión del nuevo

período tarifario, aunque las modificaciones serán publicadas en el 4º trimestre de 2014 según agenda de la CREG.

3.3. Transportadora de Gas Internacional - TGI

Tabla N° 11 - Indicadores seleccionados de TGI

Al 2T 14 Al 2T13 Var %

Ingresos operacionales - COP MM 486,881 421,684 15.5

Utilidad operacional - COP MM 317,352 258,786 22.6

EBITDA UDM - COP MM 398,868 331,820 20.2

Utilidad neta - COP MM 741,211 603,938 22.7

Volumen transportado – Mm pcd 195,552 2,427 7958

Capacidad contratada en firme - Mm pcd 544 436 24.7

Calificación crediticia internacional: S&P - may. 14:

Fitch - abr.14: Moody’s – abr. 14

BBB-, estable BBB-, estable Baa3, estable

Los ingresos operacionales durante el segundo trimestre de 2014 presentaron un incremento del 15.5% comparado

con el mismo período del año anterior. Adicional al esquema tarifario vigente, el cual se aplicó completamente a finales

del primer trimestre de 2013, este incremento se debió principalmente al aumento del volumen transportado, el cual

creció 24.7% con respecto al segundo trimestre de 2013, así como al incremento de la capacidad contratada en firme,

la cual presentó un incremento del 3.5% para este período.

Comparado con el trimestre anterior, al cierre de junio de 2014 la utilidad operacional creció 22.6%, por encima del

incremento en los ingresos operacionales. Este ascenso se debió al buen comportamiento de los ingresos

operacionales y a que los costos y gastos operacionales presentaron una leve variación positiva del 4.1%, debido

principalmente al rubro de provisiones, depreciaciones y amortizaciones.





13

En cuanto a los rubros no operacionales, estos presentaron una diminución neta del 94.6%. En el segundo trimestre

de 2013, el gasto en la cuenta diferencia en cambio fue de COP 179,497 millones, generada por la devaluación del

peso colombiano y su impacto al re expresar en moneda local la deuda de TGI, originalmente pactada en dólares de

Estados Unidos. Para este período, la disminución de la pérdida por diferencia en tipo de cambio (COP 51,906

millones) y los ingresos percibidos por la valoración de operaciones de cobertura, representan las cuentas de mayor

impacto durante el período. En consecuencia, la utilidad neta de la compañía se incrementó en COP 193,125 millones

comparado con el mismo período de 2013.

Avance de proyectos de Inversión TGI:

Estación La Sabana:

La construcción de la estación de compresión de gas natural La Sabana (ECGSB), que hace parte del proyecto de

expansión del gasoducto del mismo nombre, presenta un avance del 68.8%. El 7 de julio la compañía dio inicio a la

operación comercial de esta estación, para aumentar la capacidad de transporte del gasoducto de La Sabana de 140

MMPCD a 215 MMPCD y un pico esperado de 270 MMPCD. La puesta en operación de la ECGSB representa una

oportunidad para garantizar el suministro del servicio en los próximos años y la posibilidad de afianzar el desarrollo de

la industria en la ciudad de Bogotá y la Sabana Cundiboyacense. A la fecha continúan en construcción las obras

civiles, la instalación y conexionado de transformadores, switch gear, tableros para el sistema de control, entre otros,

para finalizar la totalidad de la estación.

Ampliación Cusiana - Apiay – San Fernando.

La compañía se encuentra actualmente evaluando alternativas para viabilizar un proyecto de incremento de capacidad

en el tramo Cusiana-Apiay, considerando que ECOPETROL manifestó no requerir por ahora capacidad de transporte

de gas natural desde Cusiana hasta San Fernando. TGI ha venido presentando a sus principales clientes los

proyectos de ampliaciones del sistema de transporte.

3.4. CALIDDA

Tabla N° 12 - Indicadores seleccionados de Cálidda

Al 2T 14 Al 2T 13 Var %

No de clientes 215,170 124,732 72.5

Ingresos operacionales - USD Miles 252,829 199,336 26.8

Utilidad operacional – USD Miles 34,706 23,965 44.8

EBITDA trimestral – USD Miles 24,398 15,898 53.5

EBITDA UDM – USD Miles 85,117 64,188 32.6

Utilidad neta – USD Miles 19,309 3,495 452.5

La utilidad operacional creció 45% al pasar de USD 24 millones a USD 35 millones, en tanto que el EBITDA UDM

creció en el 33% debido a un (i) mayor volumen facturado por las tres plantas generadoras (Fenix, Termochilca y

Kallpa); (ii) Mayor volumen vendido a segmentos residencial/comercial, industrial y estaciones de Gas Natural





14

Vehicular; (iii) Mayores ingresos por servicios de instalaciones internas; (iv) Mayor demanda de volumen debido a

una mayor base de clientes.

Al primer semestre de 2014, la base de clientes alcanza 215.170. Se logró un nuevo récord en las conexiones

mensuales en junio, con 10.808 nuevos clientes (frente a 3.431 conexiones en junio de 2013).

En abril 2014, un cliente industrial importante fue conectado a la red de distribución de Cálidda: Quimpac II, con un

consumo medio de 1 MMPCD. Esto se suma a las 10 plantas industriales conectadas en más de 30 distritos.

En junio 2014, Cálidda inicia conexión a clientes residenciales en un nuevo distrito llamado Santa Anita. Como

resultado de ello, Cálidda está ahora presente en 15 distritos para el segmento residencial y comercial.

A principios de julio de 2014, OSINERGMIN, regulador del sector energético peruano, publicó la resolución definitiva

que fija la tarifa de distribución de Cálidda para el período comprendido entre el 08 de mayo de 2014 y el 07 de mayo

de 2018 (Tarifa de distribución promedio aprobado). Esta resolución está en línea con las expectativas de la

Compañía y tuvo un incremento de aproximadamente 6.37%, reconociendo debidamente pasadas y futuras

inversiones.

Avance de proyectos de inversión Cálidda:

Hay continuidad de los proyectos, la puesta en operación es individual y por tramos construidos. No obstante, se

puede resaltar que tanto la Ampliación de la Red Principal y las Generadoras Chilca ya se culminaron.

3.5. CONTUGAS

La Puesta en Operación Comercial de la infraestructura de Contugas se dio el 30 de abril de 2014, luego de suscribir

conjuntamente con el Ministerio de Energía y Minas del Perú y Enbridge Technology INC, inspector internacional, el

acta final de pruebas que certifica que la obra ha cumplido con los estándares aplicables, declarando que el sistema

de gas natural se encuentra apto para el servicio. El Estado Peruano había otorgado 33 días adicionales para la

puesta en operación comercial, por fuerza mayor, principalmente por falta de agua en las fuentes hídricas previstas

para las pruebas hidrostáticas del gasoducto, con lo cual la nueva fecha límite era el 10.05.14, sin embargo se logró

realizar en plazo el 30 de abril, como se explicó anteriormente.

En el segundo trimestre de 2014 se ha continuado con la conexión de clientes industriales, habiendo logrado

conectar a 4 pesqueras, la primera estación vehicular de gas natural, Aceros Arequipa (siderúrgica de gran

consumo), entre otros.

El volumen de los contratos firmados asciende a 41.35 MMPCD o m3 std/día y el volumen correspondiente a los

contratos que se encuentran en negociación supera los 54 MMPCD o m3 std/día.

A cierre de junio 2014 la compañía ya cuenta con más de 17.900 clientes habilitados (con más de 30.700 ventas

residenciales realizadas y 27.900 instalaciones internas construidas).

Desde el mes de mayo de 2014, el Directorio de Contugas designó a Bruno Seidel como nuevo Gerente General de

Contugas para esta nueva fase operativa que ha iniciado la Empresa. Bruno cuenta con más de 20 años de

experiencia en el sector energético, pues se desempeñó como Subgerente de Transmisión y Distribución de EPM,

Gerente de la Central Hidroeléctrica de Caldas (Chec) y de Gas Natural Eje Cafetero.





15

Avance de proyectos de inversión Contugas:

El porcentaje de ejecución al cierre del 2T 2014 era del 94% con una inversión acumulada de USD 316 millones.

El proyecto comprende más de 340 km de red troncal y ramales de alta presión y más de 700 km de redes de

polietileno de baja presión El gasoducto tendrá una capacidad superior a 300 MMPCD y se conectarán 50,000

clientes residenciales en los primeros seis años después de la Puesta en Operación Comercial.

3.6. TRECSA

Avance de proyectos de inversión Trecsa:

Al 2T 2014 el proyecto completa un avance del 79%.

Energización de la Subestación el Pacífico. TRECSA dio inicio a la operación del Plan de Expansión de

Transmisión PET-01-2009, uno de los proyectos de infraestructura energética más importantes de Guatemala,

mediante la energización de la subestación del Pacífico, lo que permitirá incrementar la confiabilidad del sistema

eléctrico, permitir la conexión de nuevos proyectos de generación y usuarios industriales, comerciales y

residenciales al sistema, así como la ampliación de la cobertura de electrificación a nuevas poblaciones

guatemaltecas.

Permisos del Proyecto

100% de terrenos adquiridos para subestaciones

Se cuenta con 60 Avales municipales (81%) para líneas.

Se han obtenido 2350 licencias forestales (ECUTs ante INAB) que representan el 70% del total de expedientes

estimado.

Hay acuerdos con propietarios en 670 km (81%), se han escriturado 613 km (74%) y se encuentran disponibles 477

km (57%) para trabajos de construcción en líneas de transmisión

Hay 1,166 sitios disponibles (57%) para trabajos de construcción de estructuras de líneas de transmisión

Construcción

Hay 944 (46%) estructuras con obra civil terminada y 829 (40%) estructuras ya montadas.

Se ha realizado tendido de cable conductor en 74 km (9%).

Se lleva un avance del 58% en obras civiles de subestaciones (se trabaja en 17 subestaciones), del 45% en montaje

(en 15 subestaciones) y del 26% en pruebas (8 subestaciones).

Suministros

Líneas de Transmisión; 98%

Subestaciones; 89%

Licencias Ambientales EIA (Estudios Impacto Ambiental)

Todos los lotes cuentan con licencia ambiental.

3.7. EEBIS Guatemala y Perú

El 7 de abril de 2011 se constituyó en Guatemala EEB Ingeniería y Servicios, Sociedad Anónima, cuyo objetivo

es brindar soluciones integrales de ingeniería eléctrica y áreas asociadas.





16

Avance de proyectos de inversión EEBIS Guatemala:

Actualmente se está ejecutando el proyecto consistente en la construcción de 90km de líneas de transmisión, 4

subestaciones nuevas y ampliación de 3 existentes, el cual se desarrolla con 5 ingenios azucareros localizados en el

suroccidente del país. El contrato correspondiente se formalizó y oficializó el 11 de julio de 2013. La inversión del

Proyecto asciende a USD 43.4 millones aproximadamente. El proyecto presenta un avance de ejecución del 7% al

2T 2014.

EEBIS Guatemala negocia actualmente la construcción y montaje de proyectos de subestaciones con generadoras y

cementeras en Guatemala.

Avance de proyectos de inversión EEBIS Perú:

La constitución de una filial en Perú fue autorizada por la Junta Directiva de EEB el 18 de abril de 2013, con el

propósito de materializar las oportunidades de mercado en ese país en materia de servicios de ingeniería y

proyectos, particularmente en el sector energético (gas y electricidad). La sociedad fue constituida el 25 de junio de

2013.

3.8. Empresa de Movilidad de Bogotá

La Junta Directiva de EEB autorizó a la Empresa para participar en proyectos de movilidad que incorporen un importante

componente eléctrico, una vez se evalúe su rentabilidad y conveniencia, en desarrollo de lo cual se constituyó la Empresa

de Movilidad de Bogotá SAS ESP. Esta sociedad tiene por objeto principal (i) la generación, distribución y

comercialización de energía eléctrica para sistemas de transporte masivo de pasajeros, carga y otras modalidades, (ii) la

planificación, elaboración de estudios y diseños, suministro, construcción, instalación, supervisión, interventoría,

operación y mantenimiento de infraestructura eléctrica y de gas para sistemas de transporte masivo, de pasajeros, de

carga y otras modalidades y (iii) gerenciar el componente eléctrico y de gas de proyectos de transporte masivo de

pasajeros. Actualmente se está evaluando la participación en algunos proyectos de transporte masivo en Bogotá, que

tienen una alta participación de componente eléctrico, a través asociaciones público privadas, APPs.





17

4. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS SIN CONTROL

Tabla N° 13 - Indicadores financieros inversiones sin control 2T 14

COP Millones USD Miles

Emgesa Codensa Gas Natural Promigas REP CTM

Ingresos operacionales 1,274,073 1,668,868 711,688 172,813 63,686.0 45,275.0

Utilidad operacional 757,682 399,002 162,152 86,613 26,713.0 23,572.0

EBITDA UDM 830,410* 530,315* 162,152 49,790 33,659 96,756

Utilidad neta 489,961 243,513 125,707 202,528 11,850.0 12,709.0

Dividendos y reservas decretados a EEB 450,465 277,944 67,311 44,189 5.93 -

Reducciones de capital decretadas a EEB - - - - - -

*EBITDA YTD Tabla N° 14 - Resumen de los proyectos de expansión de las empresas sin control al 2T 14. Ejecución

Proyecto Empresa Sector País Ejecución 2T 2014

En operación USD millones

Quimbo/Otros Emgesa G electricidad Colombia 199 1S 2015

Atención nueva demanda Codensa D electricidad Colombia 58 14

Ampliaciones concesión REP T electricidad Perú 29 15-18

Ampliaciones concesión y nuevas CTM T electricidad Perú 33 14-17

Ampliaciones sistema PROMIGAS T + D gas natural Colombia 53 14

Mantenimiento GAS NATURAL D gas natural Colombia 6 14





18

4.1. EMGESA

Tabla N° 15 - Panorámica de Emgesa al 2T 14

Capacidad instalada - MW 3,041

Composición de la capacidad 9 Hidros y 2 térmicas Generación – Gwh 6,154

Ventas – Gwh 7,398

Control

Participación de EEB 51.5% - 37.4% acciones ordinarias; 14.1%

preferenciales sin derecho a voto-

5,504

2,461

7,965

5,222

2,176

7,398

Contracts Spot Total

Ventas GWh

2T 13 2T 14-5.1%

-11.6%

-7.1%

6,397

62

1592 1654

6,154

87

1256 1343

Power Generation Contracts Spot Total Supply

Oferta GWh 2T 13 2T 14

-3.8%

40.3% -18.8%-21.1%

Al cierre del primer semestre de 2014 Emgesa mantiene dentro de la composición de sus ventas, el 71% a través de

contratos bilaterales a largo plazo y el 29% mediante el mercado spot y el mecanismo AGC.

Las ventas totales de Emgesa en el mercado spot y de contratos decrecen como resultado de una menor generación

propia y de la baja hidrología de las plantas hídricas (Pagua y Guavio) y a mantenimientos en las plantas térmicas

(Cartagena y Termozipa). La composición de las ventas fue el 69% (3,593 GWh) a través de contratos con clientes del

mercado mayorista y el 31% (1,629 GWh) restante a través del mercado no regulado

El costo de ventas se redujo 0.4% con respecto a lo reportado el primer semestre de 2013 producto de generación con

carbón en vez de fuel oil.





19

La generación de Emgesa representó el 19.5% del total del sistema y fue levemente inferior a la generación del mismo

período de 2013. En términos de capacidad instalada bruta, Emgesa representa el 20.7% del país.

Tabla N° 16 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa

COP Millones USD Millones

Al 2T 14 Al 2T 13 Var % Al 2T 14 Al 2T 13

Ingresos operacionales 1,274,073 1,184,578 7.6 677.3 614.1

Costo de ventas 500,696 502,935 -0.4 266.2 260.7

Gastos administrativos 15,695 12,589 24.7 8.3 6.5

Utilidad operacional 757,682 669,054 13.2 402.8 346.8

EBITDA YTD 830,410 744,491 11.5 441.4 385.9

Margen EBITDA 65.2% 62.8% 65.2% 64.3%

Utilidad neta 489,961 421,829 16.2 260.5 218.7

Dividendos y reservas decretados a EEB 450,465 405,659 11.0 239.5 210.3

Reducciones de capital a EEB - - -

Deuda Neta / EBITDA UDM 2.38 1.80 58.3 7.30 1.80

EBITDA / Intereses 13.26 12.70 56.0 13.26 12.70


La utilidad operacional creció a un mayor ritmo al de los ingresos operacionales como consecuencia de una menor

generación hídrica y térmica y por ende de menores compras de energía en el mercado spot y menor consumo de

combustibles. La intermediación en el mercado spot ha permitido a Emgesa compensar estos menores niveles de

generación.

La utilidad neta presentó un incremento del 16.2%, con respecto al primer semestre de 2013, debido principalmente a

mejor resultado operacional y por menores costos de ventas, resultado de un menor consumo de combustibles.

El 16 de mayo de 2014, dentro del programa de Emisión y Colocación de Bonos Ordinarios, EMGESA S.A. E.S.P.

anunció la colocación del sexto tramo hasta por COP 590,000 millones y mediante subasta holandesa a través del

Sistema Electrónica de la Bolsa de Valores de Colombia. Los recursos de estos bonos serán destinados para financiar

las inversiones en la construcción de la Hidroeléctrica el Quimbo, pre-financiar vencimientos de bonos y atender las

necesidades de capital de trabajo de Emgesa S.A. E.S.P. durante 2014.

El 29 de mayo de 2014, la Asamblea General de Accionistas de EMGESA S.A. E.S.P. en su sesión extraordinaria,

eligió nueva junta directiva, con 7 miembros principales y dos miembros independientes quienes conforman los

Comités de Buen Gobierno y Auditoria según fue anunciado por EMGESA S.A. E.S.P. el 18 de junio de 2014.

El 19 de junio de 2014, la Junta Directiva en su sesión ordinaria autorizó la ampliación del cupo global del programa de

emisión y colocación de bonos locales en COP 315,000 millones, llevándolo hasta un total de COP 3,065,000

millones, al tiempo que aprobó la modificación al reglamento del programa para implementar dicho incremento, y

autorizó al Gerente General o a quien este designe para que realice todos los trámites y suscriba todos los contratos o

documentos necesarios para implementar dicha ampliación ante los órganos competentes.

EMGESA cuenta con una calificación internacional BBB con perspectiva estable, otorgada por Standard & Poor’s y

Fitch Ratings, y local AAA otorgada por la misma Entidad. Estas calificaciones fueron ratificadas este 12 y 13 de mayo

de 2014. Las Calificadoras resaltan la sólida posición competitiva, generación de bajo costo y operación eficiente, el

sólido desempeño financiero, generación de flujo de efectivo, métricas financieras saludables y la expectativa de un

apalancamiento financiero moderado durante la construcción de Quimbo.





20

Avance de proyectos de inversión EMGESA:

Tabla N° 17 – Inversiones

Al 2T 14 Al 2T 13 Var %

Millones COP 374,357 251,130 49.1

Millones USD 199.0 130.2 52.9

Las inversiones de expansión realizadas por Emgesa estuvieron concentradas en la construcción de la Central

Hidroeléctrica El Quimbo y en la repotenciación de la cadena de generación Salaco. De igual forma, se realizaron

inversiones en el mantenimiento preventivo de las centrales hidráulicas y térmicas de la compañía para garantizar la

confiablidad y disponibilidad de las mismas.

Proyecto Hidroeléctrico El Quimbo: La inversión acumulada en el proyecto El Quimbo al 2T 2014 es de USD 702.8

millones y presenta un avance del 71.8%. Quimbo incrementará la capacidad de generación de Emgesa en más del

18% al 2015.

La repotenciación de la cadena de generación Salaco presenta un avance del 86.5%, y adicionará a la capacidad

instalada 185 MW.

4.2. CODENSA

Tabla N° 18 - Panorámica de Codensa al 2T 14

Número de clientes 2,733,186

Participación de mercado - % 23.4%

Demanda Codensa – Gwh 7,226

Var % demanda de Codensa 1T 14 / 1T 13 2.21%

Índice de pérdidas (%) 7.12

Control Endesa de España

Participación EEB 51.5% (36.4% ordinarias; 15.1% preferenciales

sin derecho a voto)

La demanda de energía en área de Codensa TAM creció 1.46% a junio 2014, resultado de la recuperación del

mercado regulado (clientes residenciales y comerciales), industria química y plástica, y el uso de las líneas de

Codensa por otras comercializadoras de energía.

La demanda nacional de energía TAM creció 3.14% a junio de 2014, manteniendo la leve recuperación de la industria

minera y manufacturera en la región central del país y altas temperaturas en la región norte y este del país.





21

Tabla N° 19 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa



Ingresos operacionales 1,668,868 1,570,572 6.3 887.1 814.2

Costo de ventas 1,226,938 1,134,021 8.2 652.2 587.9

Gastos administrativos 42,927 38,927 10.3 22.8 20.2


EBITDA YTD 530,315 524,605 1.1 281.9 272.0

Margen EBITDA (%) 33.7 34.3 33.7 34.3

Utilidad neta 243,513 251,247 -3.1 129.4 130.2


Reducciones de capital - - - - -

Deuda Neta / EBITDA UDM 0.95 0.90 4.8 0.95 0.90

EBITDA / Intereses 14.6 15.2 -63.0 14.6 15.2

Pies de página en Anexo 6

Codensa generó durante el período ingresos operacionales por valor cercano de COP 1.6 billones, es decir un

crecimiento del 6.3% respecto al primer semestre de 2013, como resultado de: (i) Crecimiento en 1.46% de la

demanda en su zona de influencia y (ii) Mayores ingresos asociados al incremento en el reconocimiento de los costos

de mantenimiento en la tarifa. (iii) incremento del volumen ventas de energía al mercado regulado.

El costo de ventas se incrementó en 8.19% con respecto a lo reportado para el primer semestre de 2013 producto de

producto de los mayores precios de compra de la energía en bolsa por las expectativas de un posible Fenómeno del

Niño durante el segundo el semestre de 2014.

El EBITDA YoY acumulado de Codensa al 2T 2014 ascendió a COP 530,315 millones lo que representa un

crecimiento de +1.1% respecto a 2T 2013, principalmente por mayores ingresos operacionales.

Codensa registró una utilidad neta de $243.513 millones de pesos durante el primer semestre de 2014, presentando

una disminución de 3,1% respecto al mismo período del año anterior, debido principalmente a un mayor gasto

financiero producto de una mayor inflación (IPC), indicador al que se encuentra atado el 94% de la deuda de la

Compañía al corte de junio y de la decisión de no capitalizar los gastos financieros relacionados con proyectos a partir

de diciembre de 2013.

Codensa logró alcanzar un índice de pérdidas totales de 7.12% al cierre de 2T 2014.

El 18 de junio de 2014, la Asamblea General de Accionistas aprobó en su sesión ordinaria nueva plancha de Junta

Directiva cuya composición es de 7 miembros de los cuales dos (2) son independientes quienes también conforman

los Comités de Gobierno Corporativo y Auditoría.

CODENSA S.A. ESP informó que mediante Resolución No. 0407 del 13 de marzo de 2014 de la Superintendencia

Financiera de Colombia, se autorizó el aumento del cupo global del Programa de Emisión y Colocación de los bonos

ordinarios a cargo de Codensa en ciento ochenta y cinco mil millones ($185.000.000.000) ascendiendo así el cupo

global total del Programa a setecientos ochenta y cinco mil millones de pesos ($785.000.000.000)


Al 2T 14 Al 2T 13 Var %

Millones COP 109,109 93,502 16.7

Millones USD 58.00 48.47 19.7





22

Avance de proyectos de inversión CODENSA:

Las inversiones están enfocadas principalmente en: (i) atender el crecimiento de la demanda que permitan garantizar el

suministro de energía para el país, (ii) mejorar la calidad del servicio y su continuidad y (iii) controlar riesgos operativos y

control de pérdidas no técnicas.

4.3. PROMIGAS

Tabla N° 21- Panorámica de Promigas al 2T 14

Número de clientes 11

Volumen de ventas - MMPCD 370.3

Participación de mercado - % 40

Red – km 2,367

Ingresos operacionales - COP MM 172,813

Participación de Mdo. - % 15.6

Tabla N° 22 – Inversiones Promigas

Al 2T 14 Al 2T 13 Var %

COP millones 36,271 37,003 -2.0 USD Millones 19.3 19.2 0.5

Tabla N° 23- Indicadores financieros seleccionados de Promigas



Ingresos operacionales 172,813 141,360 22.3 91.9 73.3

Costo de ventas 40,376 36,928 9.3 21.5 19.1

Gastos operacionales 33,311 31,324 6.3 17.7 16.2


EBITDA Trimestral 49,790 36,095 37.9 26.5 18.7

Margen EBITDA 202,528 280,383 -27.8 107.7 145.4

Utilidad neta 44,189 37,662 17.3 23.5 19.5

Dividendos y reservas decretados a EEB 0 0 - 0.0 0.0

Reducciones de capital a EEB 4.96 5.75 -79.0 5.0 5.8

Deuda neta (1) / EBITDA 3.53 2.62 91.0 3.5 2.6

EBITDA / Intereses (2) 172,813 141,360 22.3 91.9 73.3


La utilidad operación creció a un mayor ritmo principalmente por los mayores ingresos operacionales en comparación

con el primer semestre de 2013, derivados de (i) un mayor volumen transportado por condiciones hidrológicas más

severas durante el 2014 (fenómeno del Niño), incrementándose la demanda de gas debido a mayor despacho

térmico; (ii) se inició con la facturación a Gascaribe dentro del contrato de construcción de redes, sumado al aumento

en la capacidad contratada por vinculación de Termocandelaria (40 MMPCD), que aumentó la capacidad de

transporte de 575 MMPCD a 615 MMPCD. Por otro lado, los costos y gastos operacionales presentaron un leve

aumento en comparación con el mismo período del 2013 por registro de los costos de los trabajos realizados a Gases

del Caribe y facturación de Chevron por desbalance de gas.





23

El resultado neto de Promigas creció a una tasa del 17% por un incremento en los ingresos no operacionales,

producto de mayor utilidad por venta de gasoducto (ahora en leasing).

El día 25 de marzo de 2014 se llevó a cabo la asamblea general de accionistas, en la que se decretó repartir

dividendos por COP 207,289 millones, de los cuales COP 61,658 millones corresponden a dividendos en acciones.

Adjudicación de licitación a la empresa Sociedad Portuaria El Cayao - SPEC, con participación Promigas de 49%

para la construcción y operación de la primera planta de importación y regasificación de gas natural licuado - LNG en

Colombia. La planta tendrá una capacidad de regasificación de 400 MMPCD y tiene previsto iniciar operaciones a

partir de 2016.

Durante el primer semestre, se adjudicó a Promigas la construcción del gasoducto Bosconia, de Gases del Caribe,

por un monto de COP 101,500 millones, con una longitud de 260 km en acero y 90 km en polietileno; la obra deberá

estar culminada en noviembre de 2014.

Promigas informó autorización de su Junta Directiva al Representante Legal para constituir una carta de crédito por

US$ 27 millones. Esta garantía es necesaria para el trámite de la compra de la tubería requerida para el gasoducto

San Mateo – Mamonal y se otorgaría a favor de Tubomar, que actúa como parte vendedora.

La Junta Directiva de Promigas S.A. E.S.P., autorizó al representante legal la contratación de un crédito, para capital

de trabajo, por la cantidad de Sesenta Mil Millones de Pesos con la(s) entidad(es) financiera(s) que ofrezca(n) las

mejores condiciones del mercado.

La Junta Directiva de Promigas autorizó la contratación de una garantía Bancaria por valor de USD 24.710.000 a

favor de SENER INGENIERIA Y SISTEMAS S.A., empresa de Ingeniería y Construcción española, avalada con más

de 50 años de experiencia. Lo anterior en cumplimiento de las obligaciones del contrato llave en mano con SENER

para la construcción y puesta en operación de una microplanta de LNG en el Departamento del Atlántico.

El 12 de junio de 2014 Fitch Ratings afirmó en AAA(col) y F1(col) las calificaciones nacionales de largo y corto plazo

de Promigas S.A. E.S.P. respectivamente. La perspectiva es estable. Esto se fundamenta en la sólida posición

competitiva en la distribución y comercialización de gas natural y el carácter regulado de su negocio, lo que permite

una generación de flujo de caja estable y predecible. Promigas y sus subsidiarias operan en negocios regulados que

se caracterizan por una exposición moderada a riesgos legales y regulatorios. La calificación también refleja la

adecuada posición de liquidez y un perfil de vencimientos de deuda manejable.

Expedición por parte de la CREG de resolución 082 de 2014, respecto a las nuevas tarifas por el cambio de la vida

útil normativa del gasoducto.

Avance de proyectos de inversión Promigas:

Promigas, junto con cinco empresas internacionales del sector eléctrico, combustibles, transporte terrestre y marítimo,

firmaron un Acuerdo de Desarrollo para evaluar las posibilidades de construir un terminal para la importación de Gas

Natural Licuado -GNL- en República Dominicana y estudiar las opciones de suministro de este combustible al sector

industrial del país

El proyecto “Mini Loop” consiste en la construcción de dos loops entre los ríos Palomino y Don Diego, de 24” de

diámetro y con una longitud estimada de 6 Km, para aumentar la capacidad de transporte. Se espera su entrada en

operación en 2016.

El proyecto “Loop 14 Hocol - San Mateo - Mamonal” consiste en la construcción de un gasoducto entre los pozos de

HOCOL y San Mateo en 12” de diámetro y 22 km de longitud aproximadamente, un loop entre San Mateo y Mamonal





24

de 14" de diámetro y 163 Km aproximadamente, para transportar 60 millones de pies cúbicos. El proyecto entrará en

operación el 2016.

El proyecto “Microplanta GNL La Arenosa” consiste en la construcción de una micro planta para licuado de gas, con

una capacidad de 78,000 Galones/día para llegar a los mercados que no son atendidos por el Sistema de Gasoducto

Tradicional y atención del mercado vehicular. Su entrada en operación se prevé para el 2016.

Proyecto “Ampliación Loop SRT Mamonal” consiste en la construcción de un loop para atender proyectos de

expansión y nuevos requerimientos de los clientes de la zona industrial Mamonal. Su entrada en operación se prevé

para el 2018.

Proyecto “Sistema de Filtración Tramo Arenosa-Caracolí” consiste en la instalación de un sistema de Filtración en la

Estación Arenosa, línea que conectará el cruce de 32” de diámetro con la de 18” para llevar el gas a Caracolí. El

proyecto aún no se ha iniciado y su entrada en operación se prevé para el 2015.

4.4. GAS NATURAL

Tabla N° 24– Panorámica de Gas Natural 2T 14

No de clientes 1,956,557

Volumen de ventas - MMPCD 536

Participación de mercado - % 94.1

Red - km 96.2

Ingresos operacionales - COP MM 711,688

EBITDA UDM - COP millones 162,152

Control Gas Natural de España

Participación de EEB 25%

Tabla No 25 - Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural



Ingresos operacionales 711,688 635,511 12.0 378.3 329.5

Costo de Ventas 491,440 412,709 19.1 261.2 213.9

Gastos Administrativos 58,097 51,915 11.9 30.9 26.9

Utilidad operacional 162,152 170,887 -5.1 86.2 88.6

EBITDA YTD 162,152 186,955 -13.3 86.2 96.9

Utilidad neta 125,707 135,780 -7.4 66.8 70.4


Reducciones de capital a EEB - - - -

Los ingresos operacionales crecieron a una tasa del 12% producto de mayores ventas lideradas principalmente por los

mercados de GNV y ATR.


Al 2T 14 Al 2T 13 Var %

COP Millones 11,172 8,834 26.5

USD Millones 5.94 4.58 29.7





25

Las inversiones efectuadas durante 2T 2014 ascienden a COP 11,172 millones, superior en 26.5% concentradas en

(i) redes de distribución, 104,119 km de red, con un avance al primer semestre de 2014 de 48%. (ii) 1 Estación de

Regulación para el Municipio el Colegio, con un avance del 29.9% al primer semestre de 2014. (iii) Instalaciones

auxiliares de red con un avance del 31.5% al primer semestre de 2014 y (iv) CAPEX de mantenimiento y de

infraestructura por valor de COP 2,060 millones acumulados al primer semestre.

4.5. REP y CTM Perú

Tabla N° 27 - Indicadores financieros seleccionados de REP

USD Miles

Al 2T 14 Al 2T 13 Var %

Ingresos operacionales 63,686 60,585 5.12

Costo de ventas -36,973 -34,545 7.03

Utilidad operacional 26,713 26,040 2.58

EBITDA UDM 33,659 30,761 9.42

Utilidad neta 11,850 10,679 10.97

Dividendos decretados a EEB 14,000 20,000 -30.00



Mayores ingresos operacionales como consecuencia al incremento en la remuneración anual garantizada por ajuste

en el índice Finished Goods Less Food and Energy; y el incremento en la remuneración anual por ampliaciones.

Incremento del costo de ventas debido a mayor provisión por mantenimiento y reemplazos producto del aumento de

las proyecciones del Plan de Optimización de Activos de la empresa

Incremento de los gastos administrativos debido a mayor provisión por mantenimiento y reemplazos producto del

aumento de las proyecciones del Plan de Optimización de Activos de la empresa.

Menores gastos financieros productos de mayores gastos capitalizados debido a que las ampliaciones en

construcción, cuentan con mayores montos de inversión a junio 2014, respecto al mismo periodo 2103

El 11 de julio de 2014 tuvo lugar la Séptima Emisión Serie A del Tercer Programa de Bonos Corporativos, en la cual

REP colocó un monto de USD 20 millones, a una tasa fija de Interés Nominal Anual de 3.75% y a un plazo de 7 años

amortizable. La colocación tuvo una demanda total del valor de USD 41.4 millones y la participación de todos los

grupos de inversionistas, entre AFPs, Compañías de Seguros, Fondos Mutuos y Fondos de Gobierno, entre otros.

Cabe indicar que la última colocación de bonos en dólares realizada por REP fue en febrero del 2013, por un monto

de USD 10 millones, con una tasa de 4.62% por un plazo de 5 años bullet.

Según el informe “Merco Personas 2014” elaborado por el Monitor Empresarial de Reputación Corporativa (MERCO)

el primer monitor de reputación verificado a nivel mundial y auditado por KPMG; Red de Energía del Perú (REP) está

ubicada entre las 100 mejores empresas con talento y en segundo lugar en el sector de energía y mejor atractivo

para trabajar. El informe “Merco Personas 2014” fue realizado sobre más de 7 mil encuestados bajo la metodología

multiskateholder entre trabajadores, universitarios y exalumnos de escuelas de negocios, expertos en recursos

humanos del mercado laboral y además un análisis corporativo de las políticas de gestión. La calidad laboral, marca

empleador y la reputación interna fueron los tres valores considerados por MERCO para medir la reputación de un

buen empleador en la totalidad de las grandes empresas en 30 sectores.





26

Ampliación No 13, consiste en la construcción de la subestación Pariñas 220 kV - Reactor R-10 de 20 MVAR y celda

de conexión 220 kV de la subestación Talara a la subestación Pariñas. Este proyecto presenta un avance de 90.6% y

se estima su entrada en operación el primer semestre de 2015.

Ampliación No 14. Consiste en la construcción de la subestación Reque e instalación de un transformador adicional

de 100 MVA en la Subestación Trujillo Norte. Este proyecto presenta un avance de 73% y se estima su entrada en

operación el primer semestre de 2015.

Ampliación No 16. Construcción de la nueva subestación Amarilis, ampliación de la Capacidad de la Líneas de

Transmisión 138 kV Paragsha II-Huánuco de 45 a 75 MVA y enlace entre subestación Amarilis con subestación

Huánuco. Variante a la salida de la subestación Paragsha. Este proyecto presenta un avance de 46% y se estima su

entrada en operación el primer semestre de 2015.

Tabla No 28 - Indicadores financieros seleccionados de CTM

USD Miles

Al 2T 14 Al 2T 13 Var %

Ingresos operacionales 45,275 40,408 12.0

Costo de ventas y gastos operacionales -21,703 -19,972 8.6

Utilidad operacional 23,572 20,436 15.35

EBITDA Ajustado 96,756 57,150 69.3

Utilidad neta 12,709 -418 29.

Dividendos decretados a EEB 7.32 - -


Deuda neta (1) / EBITDA 5.36 8.12 -33.9

EBITDA / Intereses (2) 4.49 2.28 96.8


Mayores ingresos, +12%, por inicio de operación de LT Talara - Piura y LT Pomacocha - Carhuamayo

Mayores ingresos por la POC de LT privados FENIX y Termochilca, las cuales iniciaron operación comercial en

marzo y agosto 2013, respectivamente.

Mayores gastos por incremento en mantenimiento y amortización por entrada en operación de las líneas

anteriormente mencionadas

Mayores intereses asociados al volumen de desembolsos para los proyectos en construcción. Para el 2T14, se

registra un disminución como consecuencia de menores niveles de desembolsos.

El incremento del EBITDA ajustado es producto de mayores ingresos por la Puesta en Operación Comercial -POC de

los proyectos antes mencionados y por el ingreso extraordinario por controversia de Adenda N°10, el cual será

cobrado en 17 años, a partir de mayo 2014

El 22 de julio de 2014, el Ministro de Energía y Minas, Eleodoro Mayorga, inauguró la obra “Línea de Transmisión

Trujillo-Chiclayo-Piura en 500 mil voltios”, construida por Consorcio Transmantaro (CTM), obra que demandó una

inversión del orden de USD 128 millones por parte de la empresa y comprende 327 km de línea en 500 mil voltios,

con la cual CTM completa más de 1,000 km de circuitos en operación en este nivel de tensión, con una inversión total

cercana a los USD 500 millones. El 29 de mayo de 2014, CTM ganó la Buena Pro del Proyecto “Línea de Transmisión 220 kV La Planicie.Industriales

y Subestaciones Asociadas” durante la apertura de sobres en la Agencia de Promoción de la Inversión Privada –

ProInversión, encargada de conducir el mencionado proceso de licitación. El monto de inversión ofertado de US$

35.3 millones se incluirá en la tarifa de energía eléctrica que será pagada por Ia demanda atendida por dichas

instalaciones.





27

La Línea de Transmisión 220 kV La Planicie-Industriales forma parte del Plan de Inversiones 2013-2017 aprobado

por OSINERGMIN, tendrá una longitud estimada de 16,6 km y una capacidad de 400 MVA por circuito, compuesta

por 11.7 km de tramo aéreo y 4.9 km de tramo subterráneo. Dicha línea de transmisión permitirá suministrar energía

a la Subestación Industriales en 220 kV. Así mismo, facilitará la expansión del sistema en 220 kV en Lima

Metropolitana, la cual es necesaria para atender el crecimiento previsto de la demanda en esta área de manera

oportuna y en las condiciones de calidad adecuadas.

Dentro los principales proyectos en curso, Machupicchu-Abancay-Cotaruse, 421 km y 220 kv, con una inversión de

USD 107 MM presenta un avance físico de 74.5% al primer semestre de 2014 y su entrada en operación se estimada

para el primer trimestre de 2015.

En ese mismo sentido, el proyecto línea de transmisión 920 km y 500 kv Mantaro-Marcona Nueva-Socabaya-

Montalvo 500kV, una inversión de USD 446 millones, presenta un avance al primer semestre de 2014 de 8.89% y su

entrada en operación se estima para el último trimestre de 2016.





28

5. Anexos

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, 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, corresponde a

proyecciones.

Las proyecciones de este informe se realizaron bajo supuestos relacionados con el entorno económico, competitivo,

regulatorio y operacional del negocio, y tuvieron en cuenta riesgos que están por fuera del control de la Compañía. Las

proyecciones son inciertas y se puede esperar que no se materialicen. También se puede esperar que ocurran eventos o

circunstancias inesperadas. Por las razones anteriormente expuestas, los resultados reales podrían diferir en forma

significativa de las proyecciones aquí contenidas. En consecuencia, las proyecciones de este informe no deben ser

consideradas como un hecho cierto. Potenciales inversionistas no deben tener en cuenta las proyecciones y estimaciones

aquí contenidas ni basarse en ellas para tomar decisiones de inversión.

La Compañía expresamente se declara exenta de cualquier obligación o compromiso de distribuir actualizaciones o

revisiones de cualquier proyección contenida en este documento.

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:

− 2T 14: 1,881.19 COP/USD

− 2T 13: 1,929.00 COP/USD

En las cifras presentadas se utiliza la coma (,) para separar los miles y el punto (.) para separar los decimales.

Anexo 2: Definiciones de los EBITDAs incluidos en este informe

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.

EBITDA: El EBITDA para un período determinado (UDM; 1S) se calcula tomando la Utilidad operacional (o pérdida),

agregándole la amortización de intangibles y la depreciación de activos fijos, para dicho período.

EBITDA Consolidado EEB: En concordancia con el contrato de los bonos emitidos por EEB en noviembre de 2011, el

EBITDA Consolidado de la compañía para un período determinado se calcula tomando los ingresos operacionales

para dicho período y restándole el costo de ventas, los gastos administrativos y los intereses generados por los fondos

pensionales. A este resultado se le adicionan los dividendos decretados (independientemente de si han sido pagados





29

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 Ajustado para un período determinado se calcula tomando el EBITDA Consolidado para dicho

período y adicionándole los flujos caja que ingresan a EEB atribuibles a reducciones de capital de aquellas compañías

en donde EEB tiene participaciones accionarias.

Anexo 3: Estado de resultados consolidados y EBITDA Ajustado UDM y trimestral

Tabla N° 29 – Estado de Resultados Consolidado EEB

Millones COP Variación

Millones USD Al 2T 14 Al 2T 13 % Al 2T 14 Al 2T13

Ingresos Operacionales (1) 1,123,980 943,195 19.2 597.5 489.0

Transmisión de electricidad 55,222 52,218 5.8 29.4 27.1

Distribución de Electricidad 151,056 141,852 6.5 80.3 73.5

Transporte de gas natural 486,881 421,684 15.5 258.8 218.6

Distribución de gas natural 430,821 327,441 31.6 229.0 169.7

Costo de ventas (2) -566,843 -492,788 15.0 -301.3 -255.5

Transmisión de electricidad -23,828 -22,491 5.9 -12.7 -11.7

Distribución de Electricidad -112,285 -108,892 3.1 -59.7 -56.4

Transporte de gas natural -122,075 -128,181 -4.8 -64.9 -66.4

Distribución de gas natural -308,655 -233,224 32.3 -164.1 -120.9

Utilidad bruta 557,137 450,407 23.7 296.2 233.5

GASTOS OPERACIONALES -122,783 -109,509 12.1 -65.3 -56.8

Transmisión de electricidad (3) -10,656 -6,521 63.4 -5.7 -3.4

Distribución de Electricidad -16,750 -16,564 1.1 -8.9 -8.6

Transporte de gas natural -35,053 -22,937 52.8 -18.6 -11.9

Distribución de gas natural -60,324 -63,487 -5.0 -32.1 -32.9

UTILIDAD OPERACIONAL 434,354 340,898 27.4 230.9 176.7

Dividendos (4) 863,450 799,800 8.0 459.0 414.6

Intereses inversiones temp, y pat, autónomos (5) 59,726 34,515 73.0 31.7 17.9

Diferencia en cambio neta (6) 27,552 -217,988 -112.6 14.6 -113.0

Otros ingresos (8) 19,091 14,297 33.5 10.1 7.4

Gastos No operacionales (9) -97,150 -83,258 16.7 -51.6 -43.2

Gastos financieros -120,786 -119,928 0.7 -64.2 -62.2

Otros gastos -4,937 -4,367 13.1 -2.6 -2.3

Utilidad antes de impuestos e interés minoritario 1,181,300 763,969 54.6 628.0 396.0

Interés minoritario (10) -84,449 -7,596 1011.8 -44.9 -3.9

Impuesto de renta -140,079 -37,473 273.8 -74.5 -19.4

Utilidad neta 956,772 718,900 33.1 508.6 372.7






30

Tabla N° 30 – Desagregación EBITDA Consolidado UDM Grupo Energía de Bogotá

EBITDA UDM CONSOLIDADO COP Millones Variación USD Millones

Al 2T 14 Al 2T 13 % Al 2T 14 Al 2T 13

Ingresos Operacionales 2,139,306 1,780,988 20.1 1137.2 923.3

Costos Operacionales -1,118,063 -935,624 19.5 -594.3 -485.0

Gastos Operacionales -319,823 -214,448 49.1 -170.0 -111.2

Depreciación operacional 114,746 113,401 1.2 61.0 58.8

Amortización operacional 69,300 47,703 45.3 36.8 24.7

Impuestos operacionales 5,292 4,323 22.4 2.8 2.2

Dividendos e intereses ganados 1,021,648 871,836 17.2 543.1 452.0

Utilidad por Valoración en Coberturas -17,716 -17,622 0.5 -9.4 -9.1

Intereses patrimonio autónomo -9,166 -11,486 -20.2 -4.9 -6.0

Gastos administración -170,976 -184,740 -7.5 -90.9 -95.8

Pensiones jubilación 33,594 39,139 -14.2 17.9 20.3

Amortizaciones 32,066 36,955 -13.2 17.0 19.2

Depreciaciones 6,753 6,317 6.9 3.6 3.3

Provisiones 103,712 18,529 459.7 55.1 9.6

Impuestos 79,866 66,546 20.0 42.5 34.5

Reducciones de capital - - - 0.0 0.0

EBITDA Consolidado Ajustado 1,970,539 1,621,817 21.5 1047.5 840.8

Tabla N° 31 – Desagregación EBITDA Consolidado UDM Grupo Energía de Bogotá

EBITDA TRIMESTRAL CONSOLIDADO COP Millones Variación

USD Millones

Al 2T 14 Al 2T 13 %

Al 2T 14 Al 2T 13


Depreciación operacional 28,887 27,798 3.9 15.4 14.4

Amortización operacional 21,448 12,166 76.3 11.4 6.3

Impuestos operacionales 1,150 936 22.9 0.6 0.5

Dividendos e intereses ganados 57,296 32,723 75.1 30.5 17.0

Operaciones de Cobertura (7,761) (12,357) -4.1 -6.4

Intereses patrimonio autónomo (1,344) 4,178 -132.2 -0.7 2.2

Gastos administración (48,466) (39,637) 22.3 -25.8 -20.5

Pensiones jubilación 9,569 9,967 -4.0 5.1 5.2

Amortizaciones 6,809 9,314 -26.9 3.6 4.8

Depreciaciones 1,780 1,348 32.0 0.9 0.7

Provisiones 18,621 2,687 593.0 9.9 1.4

Impuestos 16,684 13,490 23.7 8.9 7.0

EBITDA 322,220 232,594 38.5 171.3 120.6

Anexo 4: Estados financieros consolidados de EEB e individuales:

http://www.grupoenergiadebogota.com/inversionistas/estados-financieros

Anexo 5: Términos técnicos y regulatorios

BLN: Billones de los Estados Unidos de América, Factor 109

CAC: Crecimiento anual compuesto.

COP: Pesos colombianos,

CHB: Central Hidroeléctrica de Betania,

CTM: Consorcio Transmantaro,

http://www.grupoenergiadebogota.com/inversionistas/estados-financieros





31

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,

D Electricidad: Distribución de electricidad,

D Gas natural: Distribución de Gas natural,

DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística, Entidad responsable de la planeación, levantamiento,

procesamiento, análisis y difusión de las estadísticas oficiales de Colombia,

G Electricidad: Generación de electricidad,

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: Km,

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,

Millones: 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,

T Electricidad: Transmisión de electricidad,

T Gas natural: Transporte de gas natural,

TRM: Tasa representativa del mercado; es un promedio de los precios de las transacciones peso –dólar que calcula

diariamente la Superintendencia Financiera - SF,

UDM: Últimos doce meses

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,

Anexo 6: Pies de página de las tablas y gráficas

Tabla 9 - 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.

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Vatio





32

(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.

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Tabla 10 - Indicadores seleccionados EEC - DECSA

(1) % de pérdidas de energía.

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Tabla 16 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa.

(1) 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.

(2) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses.

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Tabla 19 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa

(1) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el

mismo momento.

(2) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses

Volver al capítulo

Tabla 23 – Indicadores financieros seleccionados de Promigas


mismo momento.


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Tabla 25 – Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural


mismo momento.


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Tabla 27 – Indicadores financieros seleccionados de REP


mismo momento. Volver al capítulo

Tabla 28 – Indicadores financieros seleccionados de CTM


mismo momento.


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Tabla 29 - Resultados financieros consolidados EEB

(1) Son los ingresos operacionales por el servicio de transmisión que presta directamente EEB y los servicios de

transporte y distribución de gas natural de TGI y Cálidda, respectivamente. También incluye los servicios de

distribución de energía que Decsa consolida por su participación en EEC.

(2) Corresponde al costo de ventas por el servicio de transmisión que presta directamente EEB y los servicios de

transporte y distribución de gas natural de TGI y Cálidda, respectivamente. También incluye los servicios de





33

distribución de energía que Decsa consolida por su participación en EEC. Incluye además los gastos de personal,

materiales, costos de operación y mantenimiento, depreciación, amortización y seguros relacionados con dichas

actividades.

(3) La actividad de transmisión es operada directamente por EEB. Se asignan gastos administrativos por el sistema

ABC.

(4) Corresponde a los dividendos decretados por las compañías no controladas.

(5) Corresponde a los intereses por inversiones temporales e ingresos financieros que generan los patrimonios

autónomos de pensiones.

(6) 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.

(7) Refleja la valoración de las coberturas contratadas por EEB y TGI para reducir el riesgo cambiario.

(8) Corresponde a ingresos por recuperación de inversiones, arrendamientos y gastos.

(9) Son los gastos que no están relacionados con las actividades operacionales

(10) Corresponde a la proporción de las utilidades netas que le corresponden a los inversionistas minoritarios en las

empresas controladas por EEB.

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Anexo 7: Panorámica de la compañía controlante – EEB

EEB es una compañía integrada del sector de la energía con operaciones en Colombia, Perú y Guatemala;

La compañía fue fundada en 1896 y está controlada por el Distrito de Bogotá – 76.2%. Al estar la acción de EEB

inscrita en el mercado público de Colombia, se rige por estándares internacionales de gobierno corporativo.

EEB tiene una estrategia de expansión focalizada en el transporte y distribución de energía en Colombia y en otros

países de la región americana.

EEB participa en toda la cadena de valor de electricidad y en casi toda la cadena de valor de gas natural – no participa

en la actividad de exploración y producción de este hidrocarburo.

El Grupo EEB es uno de los emisores colombianos más importantes de deuda corporativa en los mercados de

capitales internacionales. En octubre de 2007, EEB y TGI realizaron una emisión de corporativos en el mercado 144ª

por USD 1.36 billones – miles de millones -. En 2011, TGI ejerció opción de compra para reducir la tasa cupón en 263

pbs.

Desde 2009, la acción de EEB se transa en el mercado público de valores de Colombia, es parte de los índices

bursátiles IGBC, COLCAP, COL20 y COLEQTY.





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100%*

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