Informe trimestral de resultados

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Informe trimestral de resultados

3T - 2015

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Contenido

Cifras relevantes...

El mercado en Colombia y Panamá...

Resultados operativos y financieros...

Estados Financieros ...

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Cifras relevantes

*Cifras proforma para Centroamérica 2014. La transacción de compra de estos activos se cerró en diciembre de 2014, pero para efectos comparativos se incluyen las cifras de 2014.

Resultados financieros consolidados

Unidades Acum. año 2015 Acum. año 2014 3T2015 3T2014

Ingresos ordinarios COP mill. 2,352,514 1,928,234 796,798 561,316

Ganancia bruta COP mill. 471,250 709,765 119,860 166,980

Ganancia antes de financieros COP mill. 327,297 590,964 85,443 102,104

Ebitda COP mill. 566,228 749,985 152,326 177,594

Margen Ebitda % 24% 39% 19% 32%

Ganancia neta COP mill. -19,272 321,307 -41,674 29,179

Gan. neta atrib. a controladora COP mill. -90,599 180,115 -71,150 1,276

Generación

Energía producida total GWh 5,418 4,725 1,446 1,293

Energía vendida total GWh 7,397 6,215 2,114 1,912

Energía producida Colombia GWh 4,173 4,725 1,065 1,293

Hidráulica Colombia GWh 2,159 2,713 553 638

Térmica Colombia GWh 2,014 2,012 512 655

Energía vendida Colombia GWh 5,922 6,325 1,752 1,959

Ventas en contratos Colombia GWh 3,626 3,166 1,294 1,045

Transacciones en bolsa Colombia GWh 2,296 3,159 459 914

Energía producida Centroamérica* GWh 1,245 1,340 381 490

Hidráulica Centroamérica* GWh 270 204 101 112

Térmica Centroamérica* GWh 764 954 223 331

Eólica Centroamérica* GWh 211 183 58 47

Energía vendida Centroamérica* GWh 1,786 1,917 562 664

Ventas en contratos Centroamérica* GWh 1,632 1,657 521 564

Ventas spot Centroamérica* GWh 154 260 41 100

Distribución

Pérdidas de energía % 8.77% 8.86% 8.77% 8.86%

Recaudo % 98.7% 99.1% 98.7% 99.1%

SAIDI - EPSA/CETSA Horas 9.2 9.5 3.1 3.5

SAIFI - EPSA/CETSA Veces 11.9 12.2 4.1 4.1

Comercialización minorista

Ventas mercado regulado GWh 878 821 310 290

Ventas mercado no regulado GWh 682 627 237 219

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161 188 151 374 382 ₃₃₅ 185 200 177 207 ₁₆₇ ₁₇₅ 188 166 205 161 259 186 206 184 459 1.119

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Spot 2014 Spot 2015

139 141 143 146 146 145 143 144 144 146 145 147 147 147 151 149

149 149 151

154 159

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Contratos Mc 2014 Contratos Mc 2015

El mercado eléctrico - Colombia

Fuente gráficas: XM, Circular 070 del 2013 CREG, Circular 083 de 2014 CREG

100 200 300 400 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 1 T 1 2 2 T 1 2 3 T 1 2 4 T 1 2 1 T 1 3 2 T 1 3 3 T 1 3 4 T 1 3 1 T 1 4 2 T 1 4 3 T 1 4 4 T 1 4 1 T 1 5 2 T 1 5 3 T 1 5 $ / k W h GWh

Aportes hídricos Precio

PRECIOS SPOT – SIN ($/kWh) PRECIOS CONTRATOS Mc – SIN ($/kWh)

APORTES HIDROLÓGICOS / PRECIO- SIN

200 300 400 500 2,50 3,50 4,50 5,50 6,50 1 T 0 9 3 T 0 9 1 T 1 0 3 T 1 0 1 T 1 1 3 T 1 1 1 T 1 2 3 T 1 2 1 T 1 3 3 T 1 3 1 T 1 4 3 T 1 4 1 T 1 5 3 T 1 5 $ / k W h US D / M BT UD

Precio gas natural para térmicos en Colombia (Mdo. Prim.) Precio de escasez (indexado a combustibles líquidos)

PRECIOS GAS NATURAL Y PRECIO DE ESCASEZ – SIN

El mercado eléctrico - Panamá

DEMANDA DEL SISTEMA – PANAMÁ COSTO MARGINAL Y PRECIO DE COMBUSTIBLES – PANAMÁ*

* Fortuna hace parte de la cuenca hidrológica de la central hidroeléctrica Dos Mares, aguas arriba.

Fuente gráficas: CND Panamá. Precio de combustibles: declaración de costos variables de las centrales *Todos los costos de combustibles incluyen transporte.

VOLUMEN ÚTIL FORTUNA VOLUMEN ÚTIL BAYANO

0% 20% 40% 60% 80% 100%

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 0% 20% 40% 60% 80% 100%

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 1 T12 2 T12 3 T12 4 T12 1 T13 2 T13 3 T13 4 T13 1 T14 2 T14 3 T14 4 T14 1 T15 2 T15 3 T15 GW h 30 80 130 0 100 200 300 1 T13 ₂T13 ₃T13 ₄T13 ₁T14 ₂T14 ₃T14 ₄T14 ₁T15 ₂T15 ₃T15 _US D / B b l. | U S D / Ton . U S D / M W h

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La generación consolidada de la organización aumentó un 12% frente al mismo trimestre del año anterior. Colombia generó un 18% menos energía que el tercer trimestre del 2014, lo cual fue compensado con la inclusión de la generación de los activos de Centroamérica que representa un 26% del total. Se destaca lo siguiente:

Los activos de generación de Panamá y Costa Rica disminuyeron su generación un 22% frente a lo registrado en 2014, debido principalmente a que en 2014 se despacharon mayores volúmenes en el ciclo combinado de BLM y en Cativá ante un costo marginal muy superior del sistema. Este año, el ciclo combinado percibe ingresos principalmente por potencia y la central a carbón no solamente ha generado más sino que ha podido comprar energía en el mercado spot con un margen positivo. La generación en las centrales hidroeléctricas de Dos Mares disminuyó un 9% debido principalmente a la menor hidrología frente al promedio anual para la época de verano, pero los faltantes se compraron en el mercado spot a precios inferiores a los del contrato que se atiende.

La operación eólica en Costa Rica por su parte, se mantuvo en niveles record históricos de generación en agosto y septiembre con un factor de planta sobresaliente de 53%. Este tercer trimestre correspondió a la temporada lluviosa por lo que el precio de remuneración pactado con el ICE es de USD 40 MWh.

En Colombia, las bajas condiciones hidrológicas del Pacífico colombiano impactaron los aportes de EPSA ubicándolos en el 56% de la media histórica, mientras que en 2014 había estado en el 71%. La menor hidrología también impactó la producción de las centrales menores Hidromontañitas y Rio Piedras con lo cual la generación de nuestro parque hidroeléctrico fue de 553 GWh, 13% inferior a la del año anterior.

Resultados operativos y financieros

Generación de energía

VENTAS DE ENERGÍA DEL GENERADOR POR TIPO (GWh)

El mayor volumen de venta tanto en el mercado regulado como en el no regulado explicaron los positivos resultados de distribución. El mayor consumo medio del sector industrial de riego y drenaje, residencial y comercial por las condiciones de sequía y los nuevos clientes que se agregaron favorecieron este escenario.

La dinámica de ventas al mercado no regulado fue muy positiva gracias a las estrategias comerciales emprendidas para ampliar la base de clientes actual presentando un incremento del 9,3% en la demanda comercial de EPSA en comparación con un 5% de crecimiento de la demanda comercial del Sistema.

Distribución y comercialización de energía

VENTAS DE ENERGÍA DEL COMERCIALIZADOR MINORISTA POR TIPO (GWh) 1.956 1.313 1.252 1.625 2.091 1.8871.912 2.042 2.425 2.142 1.959 2.263 2.792 2.491 2.115 1 T12 2 T12 3 T12 4 T12 1 T13 2 T13 3 T13 4 T13 1 T14 2 T14 3 T14 4 T14 1 T15 2 T1 5 3 T15

Ventas contratos Transacciones en bolsa

391 406 428 421 445 442 469 463 461 479 508 481 501 511 547 1 T12 T12₂ ₃T12 ₄T12 ₁T13 ₂T13 ₃T13 ₄T1 3 1 T14 ₂T14 ₃T14 ₄T14 ₁T15 ₂T15 ₃T15 Ventas Energía Mercado No Regulado

Ventas Energía Mercado Regulado La producción térmica en el trimestre registró 512 GWh, 22%

inferior a lo presentado en 2014. Las actividades de mantenimiento, sumado a la indisponibilidad de activos de transmisión en el área de operación explican la menor participación de la generación térmica en el despacho en mérito, lo cual impidió en varias ocasiones generar los volúmenes requeridos para recuperar el costo del gas natural contratado en Take or Pay. En Meriléctrica, la mayor generación de 22% frente al año anterior se explica por la atención de Obligaciones de Energía en Firme de los últimos 12 días de septiembre.

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Los ingresos consolidados muestran un aumento del 42% frente al mismo periodo del año anterior explicado principalmente por la incorporación de las operaciones de Centroamérica que representan un 20% de los ingresos totales y por los mayores ingresos de distribución y del Cargo por Confiabilidad.

Los ingresos de las operaciones en Colombia presentaron un incremento del 14% frente al tercer trimestre de 2014 asociado principalmente al mayor ingreso del Cargo por Confiabilidad por el significativo aumento de TRM, mayores ventas en contratos y a los mayores ingresos de distribución.

Los ingresos de comercialización de gas natural se incrementaron principalmente por un incremento en los precios del mercado secundario de gas.

Los ingresos de Centroamérica se situaron en $156 mil millones.

Ingresos

Costos y gastos operacionales

El costo de ventas fue 72% superior al presentado en el mismo período del año anterior. Cabe destacar lo siguiente: • El costo en la operación de Centroamérica representó un 20% del total del costo para este trimestre.

• Costo por mayores compras de energía a un mayor precio de bolsa (o su techo máximo: precio de escasez) , fue necesario para respaldar los contratos en Colombia debido al anormal déficit hidrológico en la zona Pacífico y a un escenario de mayores ventas en contratos y menores niveles de producción de la térmica. La cobertura de contratos en Colombia con energía generada estuvo en el 82%, significativamente por debajo del promedio histórico que se sitúa cercado al 150% desde el 2012.

• En la operación térmica de Colombia, las actividades de mantenimiento en julio y las deficiencias de la red del caribe

colombiano que impiden evacuar la totalidad de la energía despachada1_{dejaron a Zona Franca Celsia en su menor volumen}

de generación de los últimos 3 años lo cual requirió asumir el costo asociado a las porciones remanentes del contrato Take or Pay de gas, sin una remuneración correspondiente, el cual se afectó igualmente por la mayor tasa de cambio (+54% A/A). Es importante resaltar que las actividades de mantenimiento realizadas resultaron supremamente relevantes para asegurar la plena disponibilidad de nuestro parque de generación durante los meses críticos que se están desarrollando.

• También, las condiciones críticas de escasez que se presentan en Colombia a partir del 19 de septiembre tuvieron impactos relevantes en los costos del trimestre: i) la ejecución continuada por primera vez en la historia de las Obligaciones de Energía en Firme (OEF) y la escasez de gas en Colombia significaron para Zona Franca Celsia una operación basada en una mezcla entre gas natural y combustible líquido (diesel) a un costo mayor al reconocido por el precio de escasez o por los contratos de

venta de energía; ii) el costo de las desviaciones de OEF, con las cuales se debe asumir el diferencial entre el precio de

bolsa y el precio de escasez en las horas en que no se esté disponible o no tenga despacho por mérito de precios y iii) el costo neto de reconciliaciones negativas en Zona Franca Celsia a causa de un error regulatorio en la liquidación de las mismas, el cual fue oportunamente advertido e informado al regulador y se corrigió con la resolución CREG 170 el pasado 9

de octubre2_{. Cabe destacar que la resolución 178 a la cual se acogió la compañía el 27 de octubre nos permite contar con un}

precio de referencia para la generación con combustibles líquidos que recupera, en parte, estos mayores costos de generación. Igualmente, la resolución 172 acota el precio al cual se liquidan las ofertas en bolsa lo cual permite limitar el costo de las desviaciones de OEF.

• Las depreciaciones y amortizaciones se incrementaron debido principalmente a la incorporación de los activos de Centroamérica y, en Colombia, a la incorporación de los activos de proyectos de generación y distribución.

En cuanto a los gastos operacionales consolidados, éstos fueron 44% superiores a los obtenidos en el tercer trimestre del año anterior. La variación frente al año anterior se explica en parte por la incorporación de las operaciones en Centroamérica que representaron un 19% de los gastos consolidados y gastos de personal.

Notas:

1. Problemas en el sistema de transmisión de 110 KV que no permite evacuar la totalidad de la energía despachada por Zona Franca Celsia.

2. Concepto Reconciliación Negativa: El Centro Nacional del Despacho calcula un despacho del recurso en condiciones ideales de red, denominado “Despacho Ideal” y por el cual el agente generador recibe como ingreso el precio de bolsa o su techo máximo, el Precio de Escasez. Sin embargo, para la fracción de energía que no se puede evacuar por el atrapamiento en las redes de transmisión y distribución, el agente generador debía devolver el ingreso, pero esta vez tasado a“Precio de Bolsa”, variable que en septiembre y octubre alcanzó niveles muy superiores al “Precio de Escasez”.

Ingresos consolidados 3T 15 3T 14 2015 2014

Generación de energía eléctrica 517,347 323,868 1,560,658 1,240,655 Comercialización minorista 190,257 165,340 532,301 468,476 Uso y conexión de redes 57,544 53,216 167,917 157,446 Comercialización de gas y de transporte 18,891 9,801 55,147 25,763 Otros servicios operacionales 12,759 9,092 36,491 35,895

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Resultado no operacional y ganancia neta

En el resultado no operacional, se puede observar un aumento cercano a $32 mil millones en el gasto por diferencia en cambio, es importante destacar que en el Estado de Resultados (ERI) solo se refleja el efecto del endeudamiento en dólares de Zona Franca Celsia, el cual, como ustedes bien conocen, no representa una exposición real en términos de posición de caja dado que se tienen ingresos denominados en dólares que permiten cubrir las diferentes erogaciones de caja en esta moneda vía el ingreso de Cargo por Confiabilidad. La exposición activa de balance que resulta de la inclusión de los activos de Centroamérica generó una diferencia en cambio favorable de $130 mil millones, registrada en el patrimonio bajo el Otro Resultado Integral (ORI).

También, en los gastos financieros se incluyen $21 mil millones asociados a las compañías en Centroamérica y se presenta un incremento en el costo medio de los programas de bonos corporativos de Colombia por el comportamiento del IPC.

Sobre la estructura financiera en Centroamérica, durante octubre se dio la capitalización del 65% de la deuda subordinada de BLM por parte de ambos socios lo que repercutirá en menores intereses por aproximadamente USD 5,5 millones anuales. Sobre los impuestos, es importante destacar: i) la sobretasa del CREE (+8%) y ii) la mayor depreciación bajo NIIF que no se reconoce en términos fiscales.

Como resultado de todo lo anterior, para el cierre del tercer trimestre, la ganancia neta de la compañía registró una pérdida de $41 mil millones. Al descontar el interés minoritario, la ganancia neta atribuible a los propietarios de la controladora registró una pérdida de $71 mil millones. En el año acumulado estos valores registran pérdidas de $19 mil millones y $90 mil millones respectivamente.

Ganancia operacional y ebitda

Como resultado de todo lo anterior, la ganancia operacional y el ebitda del tercer trimestre alcanzaron $73 mil y $152 mil millones respectivamente. Cabe destacar lo relevante que resultó la diversificación de negocios, monedas y de geografías para mantener una generación importante de flujos de caja operacionales aún en un momento tan crítico como el que se atraviesa en Colombia. La estrategia ejecutada hasta el momento ha traído exposición a dinámicas de mercado muy diferentes de la mano de la expansión internacional, que en adición a la participación en el negocio de distribución ha permitido compensar en parte los efectos desfavorables de este fenómeno El Niño en Colombia.

214 173 184 ₁₆₀ 211 228 ₂₁₂ ₂₁₂ 231 336 175 152 213 ₂₀₁ 152 41% _38% 35% _30% 36% 39% 37% _34% 40% 43% 31% 23% 27% 26% _19% -50% -30% -10% 10% 30% 50% 100000,0 200000,0 300000,0 400000,0 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15

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En lo corrido del año, las operaciones generaron efectivo por $566 mil millones. Los recursos fueron aplicados principalmente de la siguiente manera: el pago de impuestos que incluye impuesto de renta e impuesto a la riqueza por $335 mil millones, CapEx por $191 mil millones, dividendos netos por $177 mil millones y servicio neto de la deuda por $101 mil millones.

Al cierre del tercer trimestre 2015, se ejecutaron inversiones consolidadas por $191 mil millones.

En julio se dio la entrada en operación comercial del proyecto hidroeléctrico Cucuana de 58 MW, con el cual se completan 27 plantas de generación de energía, 22 a partir de fuentes renovables y para el cual en su construcción fueron invertidos cerca de $335 mil millones. La generación a la fecha ha sido de 20 GWh y la capacidad proyectada inicial de la central se incrementó en 3 MW.

En el negocio de distribución, al cierre del tercer trimestre de 2015, se realizaron inversiones por $42 mil millones, principalmente en la compra de equipos para el plan de pérdidas, la reposición de elementos en subestaciones y redes y la instalación de nuevos servicios de energía.

También, con la aprobación por parte del Ministerio de Minas y Energía, de las iniciativas para crecer en el negocio de distribución a nivel nacional se estarían incrementando los ingresos esperados por $13.931 millones. La primera iniciativa es el proyecto de ampliación de la capacidad de una subestación y de mejoras en otras dos subestaciones de la Guajira, con un valor de adjudicación de $34 mil millones y entrada en operación esperada para finales de 2016. El segundo es la construcción de una subestación a 115 kilovoltios en Montería, con un valor de adjudicación de $44 mil millones y entrada en operación esperada para finales de 2017. Y la tercera, permitirá inyectar potencia hacia subestaciones en Valledupar con un valor de adjudicación de $10.700 millones y entrada en operación esperada para marzo de 2017. Estos proyectos son atractivos en tanto representan ingresos estables por 25 años desde su entrada en operación y ofrecen un interesante retorno sobre las inversiones a realizar.

Inversión y plan de expansión

Estado de flujo de efectivo

Flujo de efectivo (COP mill.) Total año acumulado

EBITDA 566,228

(+) Necesidades Netas de KW 42,941

(-) Impuestos (335,814)

Total Flujo de Caja Operación 273,355

Flujo de Caja de Inversión

(-) CapEx (191,278)

Total Flujo de Caja de Inversión (191,278)

Flujo de Dividendos

(+) EPSA / Cetsa 119,639

(+) Otros Dividendos 75,424

Total Flujo de Dividendos 197,156

Flujo de Caja Libre de la Compañía 279,233

Flujo de Caja Financiero

(-) Amortización (189,673)

(-) Intereses (146,422)

(+) Desembolso Crédito 234,204

Obligaciones Financieras Totales (101,891)

(+) Otros Ingresos 62,838

(-) Otros Egresos (121,800)

(+) Rendimientos Financieros y Otros 11,734

(-) Dividendos (372,381)

Total Flujo de Caja Financiero (521,500)

Total Flujo de Caja del Período (242,267)

(+) Caja Inicial 607,228

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Estados Financieros

Estado de Resultados Integrales, ERI – consolidado

Expresado en millones de pesos colombianos

*

CELSIA S.A. E.S.P.

ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADO Expresados en millones de pesos colombianos

2014 - 2015 Quarter YTD

Ingresos consolidados 3T 15 3T 14 2015 2014

Generación de energía eléctrica 517,347 323,868 1,560,658 1,240,655 Comercialización minorista 190,257 165,340 532,301 468,476 Uso y conexión de redes 57,544 53,216 167,917 157,446 Comercialización de gas y de transporte 18,891 9,801 55,147 25,763 Otros servicios operacionales 12,759 9,092 36,491 35,895

Ingresos ordinarios 796,798 561,316 2,352,514 1,928,234 Costos de ventas -676,938 -394,336 -1,881,264 -1,218,470 GANANCIA BRUTA 119,860 166,980 471,250 709,765 Margen bruto 15.0% 29.7% 20.0% 36.8% Otros ingresos 14,266 3,317 47,126 15,470 Gastos de administración -46,588 -32,329 -133,966 -86,345 Otros gastos -2,096 -35,864 -57,113 -47,925

GANANCIA ANTES DE FINANCIEROS 85,443 102,104 327,297 590,964

Resultado financiero - ingresos financieros 1,721 7,690 10,667 27,842 Resultado financiero - gastos financieros -64,115 -36,473 -185,076 -109,664 Diferencia en cambio (neto) -37,040 -5,142 -52,166 -4,051

GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS -13,991 68,179 100,722 505,091

Impuesto a las ganancias -27,682 -39,001 -119,994 -183,783

GANANCIA NETA -41,674 29,179 -19,272 321,308

Margen Neto -34.8% 17.5% -4.1% 45.3%

GANANCIA (PERDIDA) ATRIBUIBLE

A propietarios de la controladora -71,150 1,276 -90,599 180,115 A participaciones no controladoras 29,476 27,902 71,327 141,193 GANANCIA (PERDIDA) -41,674 29,178 -19,272 321,308 EBITDA 152,326 177,594 566,228 749,985 MARGEN EBITDA 19% 32% 24% 39% DEPRECIACION Y AMORTIZACIÓN 79,054 42,942 228,944 126,568

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Estado de la Situación Financiera, ESF - consolidado

ESTADO DE SITUACION FINANCIERA CONSOLIDADO Sep-15 Dec-14

Propiedades, plantas y equipos 7,081,583 6,827,615

Propiedades de inversión 23,471 19,413

Bienes adquiridos en leasing financiero 254,907 237,702

Activos intangibles, netos (Concesiones - Estudios) 368,056 209,064

Otros activos financieros no corrientes (invers. permanentes) 376,458 439,514

Deudores comerciales y otras por cobrar no corrientes 3,264 30,453

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, no corrientes 0 0

Plusvalía 659,899 561,968

Impuesto diferido activo 74,575 69,886

Otros activos 2,700 4,742

TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 8,844,912 8,400,356

Efectivo y equivalentes al efectivo 286,915 293,747

Otros activos financieros corrientes (portafolio) 78,046 295,753

Otros activos no financieros (Gastos pagados por anticipado) 25,669 51,518

Deudores comerciales y otras ctas por cobrar , netos 553,934 411,305

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corrientes

Inventarios (Incluye en tránsito) 124,423 72,318

Activos por impuestos corrientes, netos 199,427 29,674

TOTAL ACTIVO CORRIENTE 1,268,414 1,154,314

TOTAL ACTIVO 10,113,326 9,554,670

Capital emitido 180 180

Primas de emisión 298,146 298,146

Reservas 2,471,189 2,383,907

Ganancias (pérdidas) del ejercicio -90,599 173,632

Ganancias acumuladas (ORI) 518,560 402,380

Ganancias acumuladas balance apertura 26,435 26,437

Total patrimonio atribuíble a los propietarios de la controladora 3,223,911 3,284,682

Efecto neto consolidación balance de apertura

Participaciones no controladoras 963,998 1,112,105

TOTAL PATRIMONIO NETO 4,187,909 4,396,787

Obligaciones financieras no corrientes 3,000,957 2,656,732

Otras provisiones no corrientes 152,696 156,502

Pasivos por impuestos diferidos, netos 521,714 540,653

Provisiones por beneficios a los empleados, no corrientes 123,832 121,069

TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 3,799,200 3,474,955

Obligaciones financieras corrientes 1,410,937 1,070,230

Cuentas por pagar corrientes 480,381 439,522

Cuentas por pagar a entidades relacionadas 0 0

Otras provisiones, corrientes 36,840 34,938

Pasivos por impuestos, corrientes, netos 159,468 105,080

Provisiones por beneficios a los empleados, corrientes 23,721 13,646

Otros pasivos no financieros, corrientes 14,871 19,512

TOTAL PASIVO CORRIENTE 2,126,218 1,682,928

TOTAL PASIVO 5,925,418 5,157,883

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Proforma ERI – Colombia

OPERACIONES DE COLOMBIA

2014 - 2015

3T 15 3T 14

Generación de energía eléctrica 360,710 323,868

Comercialización minorista 190,257 165,340

Uso y conexión de redes 57,544 53,216

Comercialización de gas y de transporte 18,891 9,801

Otros servicios operacionales 9,776 9,092

Ingresos ordinarios 637,178 561,316 Costos de ventas -544,336 -394,336 GANANCIA BRUTA 92,842 166,980 Margen bruto 14.6% 29.7% Otros ingresos 13,267 3,317 Gastos de administración -37,580 -32,329 Otros gastos -1,877 -35,864

GANANCIA ANTES DE FINANCIEROS 66,653 102,104

Resultado financiero - ingresos financieros 1,665 7,690

Resultado financiero - gastos financieros -43,010 -36,473

Diferencia en cambio (neto) -36,935 -5,142

GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS -11,627 68,179

Impuesto a las ganancias -29,094 -39,001

GANANCIA NETA -40,721 29,179

Margen Neto -43.9% 17.5%

A propietarios de la controladora -71,743 1,276 A participaciones no controladoras 31,022 27,902 GANANCIA (PERDIDA) -40,721 29,178 EBITDA 103,961 177,594 MARGEN EBITDA 16% 32% DEPRECIACION Y AMORTIZACIÓN 48,699 42,942

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Proforma ERI – Centroamérica

OPERACIONES CENTROAMERICA

2014 - 2015

3T 15 3T 14 *

Generación de energía eléctrica 156,637 150,961

Otros servicios operacionales 2,983 3,639

Ingresos ordinarios 159,620 154,600 Costos de ventas -132,603 -142,125 GANANCIA BRUTA 27,018 12,476 Margen bruto 16.9% 8.1% Otros ingresos 999 0 Gastos de administración -9,008 -8,309 Otros gastos -219 134

GANANCIA ANTES DE FINANCIEROS 18,790 4,301

Resultado financiero - ingresos financieros 56 0

Resultado financiero - gastos financieros -21,106 -21,722

Diferencia en cambio (neto) -105 0

GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS -2,365 -17,421

Impuesto a las ganancias 1,412 840

GANANCIA NETA -953 -16,581

Margen Neto -3.5% -10.7%

A propietarios de la controladora 593 ND A participaciones no controladoras -1,546 ND GANANCIA (PERDIDA) -953 ND EBITDA 48,365 ND MARGEN EBITDA 30% ND DEPRECIACION Y AMORTIZACIÓN 30,355 ND

*Se presentan los EEFF proforma del 2014 para mayor facilidad en el análisis. Los estados financieros de 2014 pueden no ser comparables con los del 2015 debido principalmente a la incorporación de CTC en los resultados del 2015 y a la homologación de cuentas re alizada por Celsia después de la adquisición de los activos a GDF SUEZ.

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