Informe para inversionistas Primer trimestre 2010

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Primer trimestre 2010

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Contacto: Juan Felipe González Rivera Teléfono: (571) 3268000 ext 1546 E mail: [email protected] Bogotá D.C., Mayo de 2010 ÍNDICE

 Resumen ejecutivo y hechos relevantes.  Desempeño de las compañías con control.

 EEB Transmisión.  TGI y TCG.  CONGAS Perú.  TRECSA.  DECSA – EEC.

 Desempeño de las compañías sin control.  Emgesa.

 Codensa.  Gas Natural.  REP y CTM.

 Desempeño financiero de EEB (consolidado).

 Vínculo al Informe para Inversionistas de TGI 1T 10.  Anexo 1: Nota legal y aclaraciones.

 Anexo 2: Estados financieros consolidados e individuales de EEB.  Anexo 3: Panorámica de EEB

 Anexo 4: Términos técnicos y regulatorios.  Anexo 5: Desagregación del Ebitda consolidado.  Anexo 6: Pies de página de las tablas y graficas.

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RESUMEN EJECUTIVO Y HECHOS RELEVANTES

Tabla No 1 - Panorámica de los sectores eléctricos

Colombia Perú Guatemala

Capacidad instalada

(MW) 13,496 7,158 2,029

Demanda 1T 10 (GWh) 13,877 7,824 2,023

Variación demanda (%) 5.1 5.9 7.8

Explicación variación

demanda 1T 10  Demanda del sector no regulado (+ 9.3%).  Particularmente Minería (+

12.4%).

 Crecimiento por encima del escenario alto de la UPME.

 Reactivación de las industrias en el norte del país, particularmente las empresas mineras.

 Demanda eléctrica en Lima

 Actividad industrial  Consumo domiciliario

Fuentes: XM, Upme, COES (Perú), AMM (Guatemala)

Tabla No 2 - Panorámica del sector gas natural

Colombia Perú

Reservas probadas y probables (TPC) 6.4 29.8

Demanda Ene – Feb 2010 (mmpcd) 1,099 362

Crecimiento demanda (%) 18.7 25.6

Explicación variación demanda 1T 10 ▪ Demanda térmica / El Niño  Mayores requerimientos del sector eléctrico. Fuentes: UPME; CNO; MEM

Tabla No 3 - Resumen de los proyectos de expansión de EEB

Proyecto País Sector Inversión Usd Mm Estado En operación:

Guajira - TGI Colombia Transporte de gas natural 168 Construcción 1S 10

Cusiana I y II

-TGI Colombia Transporte de gas natural 370 Construcción Fase I: 3T 10 Fase II: 1T 11

ICA - Congas Perú Transporte y distribución de

gas natural 287 En proceso estructuración financiera y contratación. 4T 12

Expansión

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Tabla No 4 - Resumen de los proyectos de expansión de las empresas sin control Proyecto

Empresa Sector País Capex Usd

Mm Estimado

Estado En

operación en:

Quimbo Emgesa Generación de

electricidad Colombia 690 Obtención de permisos 2014

Subestaciones (3) Codensa Distribución de

electricidad Colombia 60 2 en ejecución 2010 - 2011

Ampliaciones a la concesión (4) REP Transmisión de

electricidad Perú 74 En ejecución 2010 -2011

Ampliaciones a la concesión y nuevas

concesiones (5) CTM Transmisión de electricidad Perú 440 En ejecución 2010 -2013

Tabla No 5 - Indicadores financieros consolidados de EEB - 1T 10

Cop Mm Ene - Mar 2010 Ene - Mar 2009 2009 Final

Ingresos operacionales 228,829 245,255 930,820

Utilidad operacional 97,486 128,432 416,282

Dividendos y reservas decretados por EEB (año completo) 291,537 308,273 308,273

Utilidad neta 739,779 137,912 793,213

EBITDA consolidado 1,101,385 1,159,108 1,053,942

Ultima calificación bonos 144 A

S&P (09-07-2009) BB+

BB

Fitch (04-02-2010)

Tabla No 6 - Indicadores financieros inversiones sin control - 1T 10

Cop Mm Emgesa Codensa CTM REP Gas Natural

Ingresos operacionales 458,779 668,032 16,162 46,788 209,587

Utilidad operacional 167,697 170,416 11,591 24,320 71,885

Dividendos y reservas decretados a EEB 251,770 263,199 0 0 69,004

Utilidad neta 95,839 112,038 7,174 18,071 60,560

EBITDA 206,438 230,883 14,194 32,188 78,555

 La Utilidad neta consolidada de EEB fue de Cop 739,779 mm en 1Q 10 y creció en Cop 723,213 mm comparada con el mismo período del año anterior. Esta variación se explica fundamentalmente por los resultados no operacionales. Los resultados no operacionales tuvieron un impacto positivo importante: (▪) los mayores dividendos decretados por las compañías sin control y; (▪) el impacto de la revaluación del peso sobre la valoración de la deuda en moneda extranjera y sobre los gastos financieros asociados a ella. De otra parte, la revaluación del Cop tuvo un impacto negativo importante sobre los Ingresos operacionales de la actividad de transporte de gas, pues una parte significativa de la tarifa de este servicio está indexada al dólar.

 En 2009 la CREG definió la nueva metodología para remunerar los activos de transmisión existentes (aquellos en operación con anterioridad al 2001 y que no fueron adjudicados por el sistema de subasta, representan el 80% de los ingresos de transmisión de EEB). Se espera que los cargos queden establecidos antes de terminar el primer semestre de este año. En 1T 10 la CREG definió la información que las empresas

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de transmisión deben suministrar para establecer los cargos de AOM (CREG 050 de 2010) en el marco de la metodología arriba mencionada.

 La caída en la Utilidad operacional de TGI (17.6% entre 1T 10 y 1T 09) fue más que compensada con el aumento en los resultados No operacionales. Este comportamiento se explica principalmente por la revaluación del Cop ya que, por un lado, un porcentaje mayoritario de la tarifa a los usuarios está indexada al dólar y, por otro, el 100% de la deuda de la compañía está contratada en dólares  Congas Perú (Gasoducto Regional de ICA; 75% EEB y 25% TGI) está desarrollando la ingeniería

detallada del proyecto y el plan para desarrollar la red de distribución. Adicionalmente, finalizó la negociación del contrato de suministro con el productor de gas cuya suscripción final se espera en 2T 10 y está finalizando las negociaciones de los contratos de transporte y los comerciales con los clientes. Finalmente, la compañía inició el proceso de contratación de un banco para liderar la consecución de los recursos y ejecutar el plan financiero (30% capital y 70% deuda).

 Los activos del proyecto de Guatemala (TRECSA; 90% EEB y 10% Eléctricas de Medellín) serán remunerados de la siguiente manera: (▪) durante los primeros quince años los ingresos serán equivalentes al canon anual ofertado por EEB; (▪) a partir del año 16 a través de una anualidad que tiene en cuenta el valor de reemplazo de los activos (Valor a Nuevo de Reemplazo), una rentabilidad real de 10.14% antes de impuestos, unos costos de AOM (3% del VNR) y una vida útil de 30 años.

 A principios de mayo el IDEAM anunció que “se presenta una tendencia marcada a la disipación del actual fenómeno de El Niño”. La noticia es importante pues el evento limitó la capacidad de generación hídrica de Emgesa impactando la Utilidad operacional (se redujo en 36.1% entre 1T de 2010 y 1T de 2009).

 El 24 de marzo pasado los accionistas de Emgesa aprobaron dividendos por valor de Cop 484.581 mm relacionados con el ejercicio de 2009 (EEB: Cop 251,770 mm) lo cuales fueron pagados en abril de 2010.

 En mayo EMGESA realizó una reducción de capital por un valor de Cop 444.778 mm (EEB: 229,060 mm). Esta reducción se reflejará contablemente en EEB como un menor valor de las inversiones permanentes y un mayor valor de la caja.

 Emgesa analiza ofertas relacionadas con la construcción de El Quimbo. Se trata de los procesos de contratación de las obras civiles y del suministro, montaje y puesta en marcha de los equipos electromecánicos.

 Codensa adopto un esquema para financiar parte del incremento de los precios de la electricidad y suavizar de esta manera su impacto sobre sus clientes. Esta es la principal razón que explica la reducción de su Utilidad operacional (6.4% entre 1T 10 y el mismo período del año anterior).  El 24 de marzo los accionistas de Codensa aprobaron un pago de dividendos Cop 503,592 mm

relacionados con el ejercicio de 2009 (EEB 263,199 mm). En marzo la compañía giró la totalidad de estos recursos.

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 El 17 de febrero Codensa colocó en el mercado local bonos por Cop 225,000 mm. La primera serie (Cop 80,000 mm / 3 años) se colocó a IPC + 2.98 y la segunda Cop 145,000 mm / 6 años) a una tasa de corte de IPC + 3.92. Esta colocación hace parte de un programa de Cop 600,000 mm que la compañía usará para refinanciar obligaciones financieras.

 Las restricciones temporales impuestas por Minminas para darle prioridad a la demanda de gas natural de las plantas térmicas afectó los resultados operacionales de Gas Natural. Estos se redujeron en 11.2% entre 1T 10 y el mismo período del año anterior.

 Los resultados operacionales de CTM y REP en Usd aumentan gracias a que entraron en operación algunas expansiones y a la revaluación de la moneda peruana.

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DESEMPEÑO DE LAS COMPAÑIAS CON CONTROL

Tabla No 7 - Indicadores Transmisión EEB

2010

Ene - Mar Ene - Mar 2009 Var % 2009 Final Disponibilidad infraestructura (%) (1) 99.9 99.9 0 99.9

Compensación por indisponibilidad (%) (2) 0 0.0006 (100) 0.0012

Cumplimiento programa mantenimiento (%) (3) 100 100 0 100

Participación en la actividad de transmisión en Colombia (%) (4) 7.9 7.8 1.3 7.8

Inversiones (Mm COP) 946.3 785.4 20.5 6,410

Nota: pies de página en anexo 6

 El indicador de disponibilidad de la infraestructura cayó levemente; sin embargo se sitúa por encima de lo establecido por la regulación (99.7%). El evento no afecta los ingresos de la compañía. La reducción se debió a un daño en una subestación. EEB está trabajando con el proveedor para evitar situaciones similares en el futuro.

Tabla No 8 - Indicadores seleccionados de TGI 2010

Ene - Mar Ene - Mar 2009 Var % 2009 Final Ingresos operacionales (cop Mm) 129,032 141,553 (8.8) 545,246

Utilidad operacional (cop Mm) 76,461 92,873 (17.7) 331,073

Utilidad neta (cop Mm) 145,505 (255,852) 156.9 247,663

Ebitda UDM (cop Mm) 407,670 408,784 (0.3) 426,242

Volumen transportado (Mmpcd) 423 360 15.7 396

Capacidad contratada en firme (Mmpcd) 423 423 0 415

Calificación S&P (23 02 09)

Fitch (11 02 10) BB BB

 La menor Utilidad Operacional es consecuencia de la revaluación del Cop. Cerca del 58% de las ventas de la compañía durante 1T 10 estuvieron indexadas al dólar. La tasa promedio de facturación durante el primer trimestre de 2010 fue de Cop 1,948 / usd, mientras que en el primer trimestre del año pasado fue de Cop 2,512 / Usd (una caída del 22.5%).

 La Utilidad neta crece como consecuencia de la revaluación del Cop. Ello gracias a un incremento en los resultados No operacionales por dos vías: (▪) una reducción del valor en pesos de la deuda de la compañía (contratada 100% en dólares) que se refleja en el estado de resultados en la cuenta Diferencia en cambio y; (▪) un menor costo en pesos del servicio de la deuda.

MEDELLIN CALI RIOHACHA STA. MARTA BARRANQUILLA CARTAGENA Cúcuta NEIVA MANIZALES PEREIRA Curumaní SINCELEJO Pitalito Hobo VALLEDUPAR Mariquita YOPAL Ballena Chuchupa Cusiana Transcogas Promigas TGI Barrancabermeja Tunja Belén Bucaramanga Centros de Producción cogua Cerromatoso BOGOTA

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 El volumen transportado creció más del 17% gracias a la demanda del sector térmico. La demanda de este sector estuvo impulsada por una menor capacidad de generación de electricidad de las plantas hídricas como consecuencia de “El Niño”.

Tabla No 9 - Indicadores seleccionados DECSA consolidado con EEC

Cop Mm 2010

Ene - Mar Ene - Mar 2009 Var % 2009 Final No de clientes (EEC) 235,840 228,691 3.1 234,557

Ingresos operacionales (cop Mm) 70,127 70,974 (1.2) 262,486

Utilidad operacional (cop Mm) 3,949 17,441 (77.4) 16,737

Utilidad neta (cop Mm) 3,565 11,291 (68.4) 23,898

 Decsa (51% EEB; 49% Codensa) es el accionista controlante de la Empresa de Energía de Cundinamarca, una compañía de generación, comercialización y distribución de energía con operaciones en Cundinamarca. El 82.34% de EEC fue adquirida por DECSA en febrero de 2009.

 EEC viene adelantando desde el año pasado programas para reducir las pérdidas de energía, recuperar la cartera vencida, ajustar las provisiones de la compañía, racionalizar la planta de personal a través de un programa de retiros voluntarios, entre otros.

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DESEMPEÑO DE LAS COMPAÑIAS SIN CONTROL

Tabla No 10 -Panorámica de Emgesa

Capacidad instalada (MW) 2,895

Composición 10 Hidro y 2 térmicas

Generación 1T 10 (Gwh) 2,260

Ventas 1T 10 (Gwh) 3,333

Ingresos operacionales 1T 10 Cop Mm 552,217

Ebitda 1T 10 (Cop Mm) 206,438

Control Endesa de España

Participación de EEB 51.5% (37.4% ordinarias; 14.1% preferenciales sin derecho a voto)

 Las ventas y la producción de Emgesa se redujeron como consecuencia del fenómeno de El Niño que obligó a la compañía a reducir su generación hídrica, aumentar la generación térmica y la compra de energía en la bolsa.

Tabla No 11 - Inversiones 2010

Ene – Mar Ene - Mar 2009 Var % 2009 Final Mm COP 4,099 9,244 (55.7) 76,666 Mm USD 2.1 3.6 (41.0) 37.5 Fuente: Emgesa Gráfica No 2 2.260 87 1.017 3.143 304 544 12.674 1.233 3.051

Producción Contratos Spot

Oferta

1T 2010 1T 2009 2009 en GWh Compras 28.1% 71.4% 86.9% Gráfica No 1

2.675 659 2.441 1.514 11.958 4.846 Contratos Spot Ventas (1) 1T 2010 1T 2009 2009 en GWh 9.6% 56.5%

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 Por solicitud del Minminas, se postergaron algunas inversiones programadas con el fin de atender la demanda durante el actual período de sequía. Es el caso de la Cadena Pagua, la reparación del túnel de desviación del río Chivor y la reparación de una unidad de Termozipa.

Tabla No 12 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa

Mm COP Mm COP Mm USD

2010

Ene - Mar Ene - Mar 2009 Var % 2009 Final Ene - Mar 2010 Ene - Mar 2009 Ingresos operacionales 458,779 470,497 (2.5) 1,929,135 237.9 183.7 Costo de ventas (287,579) (202,102) 42.3 (954,148) (149.1) (78.9) Gastos administrativos (4,681) (5,757) (18.7) (22,988) (2.4) (2.2) Utilidad operacional 167,697 262,637 (36.1) 951,999 86.3 102.6 Utilidad neta 95,839 153,137 (37.4) 538,424 49.7 59.8 Ebitda (1) 206,438 300,987 (31.4) 1,102,978 107.0 117.2

Dividendos y reservas decretados a EEB 251,770 133,164 89.1 213,304 130.5 52

Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 0 0

Deuda neta (2) / Ebitda N.D N.D N.D 1.7 N.D N.D

Ebitda / Intereses (3) N.D N.D N.D 5.7 N.D N.D

 La menor Utilidad operacional de la compañía es consecuencia de una menor producción de energía (El Niño), mayores compras de combustible para las plantas térmicas y mayores compras de energía en el mercado spot para cumplir con los compromisos contractuales.

Tabla No 13 -Panorámica de Codensa

Numero de clientes 2,376,749

Participación de mercado (%) 24.5

Demanda Codensa Ene – Mar 2010 (Gwh) 3,184

Demanda Nacional Ene – Mar 2010 (Gwh) 13,877

Var % demanda Codensa 1Q 10/09 (%) 1.27

Var % demanda Nacional 1Q 10/09 (%) 5.11

Ingresos operacionales Ene – Mar 2010 (Cop Mm) 643,074

Ebitda (Cop Mm) 232,280

Control Endesa de España

Participación EEB 51.5%(36.4% ordinarias; 15.1% preferenciales sin derecho a voto)

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Contacto: Juan Felipe González Rivera Teléfono: (571) 3268000 ext 1546 E mail: [email protected] 3.184 13.877 3.144 13.209 12.898 54.679 Codensa Nacional

Demanda de Codensa vrs. Nacional

1T 2010 1T 2009 2009

1.3%

5.1%

en GWh

 La demanda en el área de operaciones de Condensa creció 1.3%, cifra inferior a la tasa de crecimiento de la demanda a nivel nacional (5.1%). El área de operaciones de Codensa concentra la mayor parte de los clientes industriales del país, sector que ha estado fuertemente impactado por la desaceleración económica registrada desde el año pasado.

 La tasa de contracción de la demanda de electricidad de la industria se viene reduciendo en los últimos

trimestres señalando, probablemente, la finalización del ciclo recesivo. Tabla No 14 - Calidad de la cartera (Cop mm)

2010

Ene - Mar Ene – Mar 2009 Var % 2009 Final

Cartera vencida (1) 96,566 167,876 (42.5) 94,588

Promedio Mensual de Facturación (2) 222,144 209,113 6.2 223,085

Índice de Morosidad - % (3) 44.7 80.3 (44.3) 42.4 Nota: pies de página en anexo 6

 La reducción en el índice de morosidad se explica por la venta de la cartera del negocio de Codensa Hogar al Banco Colpatria a finales de 2009.

Tabla No 15 - Inversiones 2010

Ene – Mar Ene - Mar 2009 Var % 2009 Final Mm COP 28,490 36,192 (21.3) 279,649

Mm USD 14.8 14.1 4.8 136.8 Fuente: Codensa

 Este año la compañía planea invertir cerca de Cop 300,000 mm, la mayor parte de los cuales se concentrará en atender el crecimiento de la demanda (ampliación y construcción de subestaciones).

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Tabla No 16 -Indicadores financieros seleccionados de Codensa

2010

Ene - Mar Ene - Mar 2009 Var % 2009 Final Ene - Mar 2010 Ene - Mar 2009 Ingresos operacionales 668,032 675,968 (1.2) 2,771,875 346.4 263.9 Costo de ventas (487,725) (474,973) 2.7 (1,924,085) (252.9) (185.4) Gastos administrativos (9,890) (19,017) (48.0) (79,006) (5.1) (7.4) Utilidad operacional 170,416 181,978 (6.4) 768,784 88.4 71.1 Utilidad neta 112,038 115,332 (2.9) 507,408 58.1 45.0 Ebitda (1) 230,883 249,042 (7.3) 1,044,969 119.7 97.2

Dividendos y reservas decretados a EEB 263,199 226,254 16.3 226,254 136.5 88.3

Reducciones de capital 0 0 0 0 0 0

Deuda neta (2) / Ebitda N.D N.D N.D 0.23 N.D N.D

Ebitda / Intereses (3) N.D N.D N.D 9.78 N.D N.D

Nota: píes de página en anexo 6

 La caída en la Utilidad operacional se debe a que la compañía no está trasladando en su totalidad el costo de la energía al consumidor final debido a la adopción de un mecanismo para amortiguar el impacto del incremento en el precio de la generación sobre el consumidor final. Se trata de un esquema de financiación al consumidor que la compañía recuperará antes de finalizar el año.

Tabla No 17 - Panorámica de Gas Natural

No de clientes 1,633,484

Volumen de ventas (mmpcd) 118.6

Participación de mercado (%) N.D

Red (km) 12,250

Ingresos operacionales (Ene – Mar 2010) MCOP

120,152

Ebitda (Ene – Mar 2010) MCOP 78,555

Control Gas Natural de España

Participación de EEB 25%



La compañía espera invertir cerca de Cop 40,000 mm en 2010. El valor de la inversión en 1T 10 está por debajo del presupuesto debido a demoras en algunos permisos que debe ser otorgados autoridades locales.

Tabla No 18 – Inversiones 2010

Ene - Mar Ene - Mar 2009 Var % 2009 Final Mm COP 1,313 2,973 -55.8 30,051

Mm USD 0.68 1.16 -41.3 14.7 Fuente: Gas Natural SA ESP

Doméstico / Comercial 41% Industrial 41% GNV 18%

Ventas por tipo de cliente

Volumen de ventas totales Ene - Mar 2010: 118,6 pcd

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Tabla No 19 - Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural

2010

Ene -Mar Ene - Mar 2009 Var % 2009 Final Ene - Mar 2010 Ene - Mar 2009

Ingresos operacionales 209,587 268,095 (21.8) 1,013,349 108.7 104,7 Costo de ventas 115,581 163,214 (29.2) 575,307 59.9 63,7 Gastos administrativos 22,121 23,891 (7.4) 95,812 11.5 9,3 Utilidad operacional 71,885 80,990 (11.2) 342,229 37.3 31,6 Utilidad neta 60,560 66,326 (8.7) 271,436 31.4 25,9 Ebitda (1) 78,555 88,968 (11.7) 375,189 40.7 34,7

Dividendos y reservas decretados a EEB 69,004 62,841 9.8 62,841 35.8 24,5

Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 0 0

Deuda neta (2) / Ebitda N.D 0.,27 N.D 0.1 N.D N.D.

Ebitda / Intereses (3) N.D 31.22 N.D 26.1 N.D N.D.

 Los menores ingresos operacionales reflejan las restricciones en la oferta de gas a ciertos clientes (industriales y GNV) debido a una priorización temporal establecida por el gobierno nacional para atender las necesidades de gas de las plantas de generación térmica. La caída en los Costos operacionales (en términos porcentuales mayor a la caída en los Ingresos operacionales) refleja el impacto de la revaluación del Cop sobre el precio del gas y sobre la tarifa de transporte.

Tabla No 20Panorámica de REP CTM

REP CTM

Red (km) 5,837 1,227

Voltaje (kv) 220, 138, 60 220

Control ISA Colombia

Participación accionaria de EEB (%) 40

Tabla No 21 - Indicadores financieros seleccionados de REP

Mm USD Mm USD

2010

Ene - Mar Ene - Mar 2009 Var % 2009 Final

Ingresos operacionales 24.3 18 34.8 87.3

Costo de ventas (11,6) (9,3) 24.7 36.4

Utilidad operacional 12.6 8.7 44.9 27.7

Utilidad neta 9.4 4.8 95.2 13

Ebitda (1) 16.7 12.7 31.3 59

Dividendos decretados a EEB 0 0 0 0

Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0

Deuda neta (2) / Ebitda N.D N.D N.D 2.6

Ebitda / Intereses (3) ND 6.32 N.D 6.9

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El incremento en los resultados operacionales de REP y CTM se explica, principalmente, por la revaluación del Sol y el ingreso en operación de ampliaciones a la concesión en REP y un proyecto privado en el caso de CTM.

Regresar al índice Tabla No 22 - Indicadores financieros seleccionados de CTM

Mm USD Mm USD

2010

Ene - Mar Ene - Mar 2009 Var % 2009 Final Ingresos operacionales 8.38 6.8 23.2 30.5

Costo de ventas (2.3) (2.1) 9.5 8.5

Utilidad operacional 6.01 4.7 27.8 19.6

Utilidad neta 3.7 2.6 43.2 12.2

Ebitda (1) 7.4 6.0 22.7 26.4

Dividendos decretados a EEB 0 0 0 0

Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0

Deuda neta (2) / Ebitda N.D N.D N.D 1.5

Ebitda / Intereses (3) ND 5.0 N.D 6.3

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Primer trimestre 2010

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Contacto: Juan Felipe González Rivera Teléfono: (571) 3268000 ext 1546 E mail: [email protected] DESEMPEÑO FINANCIERO EEB

Tabla No 23 - Resultados consolidados EEB

Mm COP Variación Mm COP Mm USD

2010

Ene - Mar Ene – Mar 2009 % 2009 Final Ene - Mar 2010 Ene – Mar 2009

Ingresos Operacionales (1) 228,829 245,255 (6.7) 930,820 118.6 95.8

Transmisión de electricidad 22,890 23,761 (3.7) 92,696 11.9 9.3

Distribución de electricidad 70,127 70,974 (1.2) 262,486 36.4 27.7

Transporte de gas natural 135,812 150,520 (9.8) 575,638 70.4 58.8

Costo de ventas (2) 113,469 102,777 10.4 442,350 58.8 40.1

Transmisión de electricidad 8,784 8,665 1.4 38,983 4.6 3.4

Distribución de electricidad 56,825 47,803 18.9 214,441 29.5 18.7

Transporte de gas natural 47,859 46,310 3.3 188,926 24.8 18.1

Utilidad bruta 115,360 142,478 (19.0) 488,470 59.8 55.6

GASTOS ADMINISTRATIVOS

ASIGNADOS 17,874 14,046 27.2 72,188 9.3 5.5

Transmisión de electricidad 1,306 1,445 (9.6) 4,451 677 564

Distribución de Electricidad 9,353 5,731 63.2 31,308 4.8 2.2

Transporte de gas natural 7,214 6,870 5.0 36,429 3.7 2.7

UTILIDAD OPERACIONAL 97,486 128,432 (24.1) 416,282 50.5 50.1

Dividendos (3) 595,433 430,356 38.4 510,566 308.7 168.0

Intereses inversiones temp. y pat.

autónomos (4) 10,844 26,874 (59.6) 70,857 5.6 10.5

Diferencia en cambio neta (5) 150,723 (403,710) (137.3) 255,226 78.1 -157.6

Valoración neta de coberturas (6) (11,872) 81,119 (114.6) (124,212) -6.2 31.7

Otros ingresos (7) 8,133 3,310 145.7 43,555 4.2 1.3

Gastos administrativos 27,006 21,937 23.1 100,748 14.0 8.6

Gastos financieros 68,584 90,584 (24.3) 288,935 35.6 35.4

Otros gastos 360 1,420 (74.6) 11,123 187 554

Utilidad antes de impuestos e

interés minoritario 754,798 152,439 395.2 771,468 391.4 59.5

Interés minoritario (8) (5,136) (1,212) 323.7 (22,260) (2.7) -473

Impuesto de renta (9,883) (13,315) (25.8) (25,995) (5.1) -5.2

Utilidad neta 739,779 137,912 436.4 723,213 383.6 53.8

La reducción de la Utilidad operacional se explica, principalmente, por el impacto de la revaluación de la tasa de cambio sobre los ingresos operacionales de la actividad de transporte de gas natural. En esta actividad, los ingresos indexados al dólar representan cerca del 60% del total de los ingresos. La tasa promedio de facturación durante el primer trimestre de 2010 fue de Cop 1,948 / usd, mientras que en el primer trimestre del año pasado fue de Cop 2,512 / Usd (una caída del 22.5%).

La reducción de la Utilidad operacional fue más que compensada con los resultados no operacionales, gracias a: (▪) el aumento de los dividendos decretados por las compañías en donde EEB no tiene control; (▪) la cuenta Diferencia en cambio que refleja la valoración en pesos de la deuda denominada en dólares, que se redujo debido a la revaluación del COP y; (▪) los reducción de los Gastos financieros que también se dieron gracias a la revaluación del peso.

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Primer trimestre 2010

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Tabla No 24 - Indicadores financieros de EEB

Mm Cop Mm Cop Mm USD

A Mar/10 A Mar/09 Var % 2009 A Mar/10 A Mar/10 Ebitda (UDM) (1) 1,101,385 1,159,108 -5.0 1,053,942 571.1 452.6

Ebitda ajustado (UDM) (2) 1,101,385 1,159,108 -5.0 1,053,942 571.1 452.6

Margen Ebitda % (3) 68.0 86.9 -21.7 70.9 68.0 86.9

Deuda neta (4) / Ebitda (1)

OM: < 4.5

2.04 2.74 2.4 2.04 2.74

Ebitda (1) / Intereses (5)

OM: > 2.25 5.32 5.34 4.9 5.32 5.34

 El EBITDA consolidado de la compañía se redujo debido a que en el cálculo del indicador en marzo de 2009 se incluyó el ingreso por dividendos extraordinarios decretados por Emgesa a favor de EEB en el último trimestre de 2008. No obstante lo anterior, el EBITDA a marzo de 2010 presenta un comportamiento bastante favorable al compararlo con la medición a diciembre de 2009, con un crecimiento del 4.5%.

 El indicador de apalancamiento se redujo debido, principalmente, al menor valor de la deuda en moneda extranjera expresada en moneda local, consecuencia de la apreciación del Cop en los últimos meses.

 El indicador de cobertura de intereses se mantuvo prácticamente constante. Si bien los intereses pagados se redujeron como consecuencia de la apreciación del Cop (menor servicio de la deuda en moneda extranjera), los

1.159.108 1.059.988 1.062.080 _1.053.942 1.101.385 24,1% -8,6% 0,2% -0,8% 4,5% -15,0% -10,0% -5,0% 0,0% 5,0% 10,0% 15,0% 20,0% 25,0% 30,0% 1.000.000 1.020.000 1.040.000 1.060.000 1.080.000 1.100.000 1.120.000 1.140.000 1.160.000 1.180.000 1T 09 2T 09 3T 09 4T 09 1T 10

EBITDA UDM

EBITDA UDM Variación

2,04

2,74

2,4

1T 10 1T 09 2009

Deuda Neta/EBITDA UDM

5,32 5,34

4,9

1T 10 1T 09 2009

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intereses recibidos presentaron una reducción más que proporcional debido a las menores tasas de colocación de los excedentes de liquidez.

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Contacto: Juan Felipe González Rivera Teléfono: (571) 3268000 ext 1546 E mail: [email protected] ANEXO 3: PANORÁMICA DE EEB

 EEB es una compañía integrada del sector de la energía con intereses en electricidad y gas natural, y operaciones en Colombia, Perú y Guatemala;

 Fue fundada en 1896 y es controlada por el Distrito de Bogotá (participación del 81,5%; calificación de S&P BBB-);

 La visión del grupo de compañías que lidera EEB es ser: “en el año 2024 la primera empresa transportadora independiente de gas natural en América Latina, actor relevante en transmisión de energía eléctrica nacional e internacionalmente y con participación importante en otros negocios del sector energético”;

 Su estrategia de crecimiento está focalizada en el transporte y distribución de energía en Colombia y en otros países de la región americana;

 El grueso de sus inversiones se concentra en monopolios naturales regulados por el estado. Esto le permite a la compañía la generación de un flujo de caja estable y predecible;

 Participa directa o indirectamente (a través de empresas con control) en transmisión de electricidad y transporte y distribución de gas natural;

 Participa en los sectores de generación, transmisión y distribución de electricidad y distribución de gas natural a través de inversiones en empresas no controladas. Se trata de alianzas con empresas de la talla de ISA de Colombia, Endesa y Gas Natural de España.

 Suscribió con Endesa dos acuerdos de accionistas. Estos regulan el gobierno de las compañías Emgesa y Codensa. Entre otras cosas, las partes se obligan a votar en favor de la distribución de la mayor cantidad de dividendos que por ley les esté permitido.

Estructura de EEB

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ANEXO 4: TÉRMINOS TÉCNICOS Y REGULATORIOS  BLN: Billones de los Estados Unidos de América, Factor 10^9  CAC: Crecimiento anual compuesto.

 COP: Pesos colombianos,

 CHB: Central Hidroeléctrica de Betania,  CTM: Consorcio Transmantaro,

 CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia, Entidad estatal encargada de la regulación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas natural,

 DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística, Entidad responsable de la planeación, levantamiento, procesamiento, análisis y difusión de las estadísticas oficiales de Colombia,

 Gwh: Gigavatios hora; unidad de energía que equivale a 1,000,000 kwh,  GNV: Gas natural vehicular,

 IPC: Indice de precios al consumidor de Colombia,  KM: Kilómetros,

 KWH: Unidad de energía, Equivale a la energía desarrollada por una potencia de un kilovatio (kW) durante una hora,

 MEM: Mercado de Energía Mayorista de Colombia,  Mm: millones,

 Ml: Millas,

 MW: Megavatio, Unidad de potencia o de trabajo que equivale a un millón de vatios,  N.A. No aplica.

 PCD: Pies cúbicos día,

 SIN: Sistema Interconectado Nacional,  STN: Sistema de Transmisión Nacional,

 SF: Superintendencia Financiera, Entidad estatal encargada de la regulación, vigilancia y control del sector financiero colombiano,

 TRM: Tasa representativa del mercado; es un promedio de los precios de las transacciones peso –dólar que calcula diariamente la Superintendencia Financiera - SF,

 UPME: Entidad estatal encargada de la planeación de los sectores de minas y energía en Colombia,  USD: Dólares de los Estados Unidos de América,

 USUARIO NO REGULADO DE ELECTRICIDAD: consumidores de electricidad que tienen un pico de demanda mayor a 0,10 MW o un consumo mínimo mensual mayor a 55,0 MWh,

 USUARIO NO REGULADO DE GAS NATURAL: usuario con un consumo superior a 100 kpcd,

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ANEXO 5: DESAGREGACIÓN DEL EBITDA CONSOLIDADO

M COP Variación M COP M USD

2010

Mar 2009 Mar % 2009 Final 2010 Mar 2009 Mar

Utilidad operacional UDM 385,338 392,246 (1.8) 416,283 199.8 153.1

Depreciación operacional 47,967 42,062 14.0 46,747 24.9 16.4

Amortización operacional 57,852 60,871 (5.0) 60,900 30.0 23.8

Impuestos operacionales 4,299 5,742 (25.1) 5,778 2.2 2.2

Dividendos e intereses ganados 649,351 724,961 (10.4) 581,423 336.7 283.1

Intereses patrimonio autónomo (10,912) (39,433) (72.3) (25,688) (5.7) (15.4)

Gastos administración (105,816) (80,888) 30.8 (100,747) (54.9) (31.6) Pensiones jubilación 26,466 26,449 0.1 26,609 13.7 10.3 Amortizaciones 23,742 9,358 153.7 22,070 12.3 3.7 Depreciaciones 695 583 19.2 675 0.4 0.2 Provisiones 8,103 5,271 53.7 7,520 4.2 2.1 Impuestos 14,300 11,887 20.3 12,373 7.4 4.6 EBITDA UDM 1,101,385 1,159,108 (5.0) 1,053,942 571.1 452.6 Regresar al índice

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ANEXO 6: PIES DE PÁGINA DE LAS TABLAS Tabla 7 - Indicadores transmisión EEB; Pag 6 (1) % de tiempo disponible de la infraestructura

(2) % del ingreso recibido descontado debido a la indisponibilidad acumulada de activos puntuales superior a la meta regulatoria.

(3) Relación entre la cantidad de mantenimientos ejecutados y la cantidad de mantenimiento programados a ejecutarse dentro del Plan Semestral de Mantenimiento.

(4) Relación de la cantidad de activos de transmisión de propiedad de EEB y los activos totales de transmisión en Colombia.

Regresar a la tabla Tabla 12 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa; Pag 9

(1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional de Emgesa y agregando la amortización de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período.

(2) Es el resultado de la deuda financiera vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento.

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

Regresar a la tabla Tabla 14 - Calidad de la cartera de Codensa; Pag 10

(1) Es la cartera con una morosidad superior a los 30 días.

(2) Es el promedio mensual de la facturación de los últimos 12 meses. (3) (1)/(2).

Regresar a la tabla Tabla 16 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa; Pag 11

(1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional de Codensa y sumándoles la amortizaciones de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período

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

Regresar a la tabla Tabla 19 – Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural; Pag 12

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Tabla 21 – Indicadores financieros seleccionados de REP; Pag 12

Regresar a la tabla Tabla 22 – Indicadores financieros seleccionados de CTM; Pag 13

Regresar a la tabla

Tabla No 23 - Resultados consolidados EEB Pag 14

(1) Son los ingresos operacionales por el servicio de transmisión que presta directamente EEB y los servicios de transporte de gas natural de sus compañías controladas TGI y Transcogas. Servicios de distribución de energía que Decsa consolida por su participación en EEC (Igual para la nota de costos)

(2) Corresponde al costo de ventas del servicio de transmisión que presta directamente EEB y el servicio de transporte de gas natural de sus empresas controladas TGI y Transcogas. Incluye gastos de personal, materiales, costos de operación y mantenimiento, depreciación, amortización y seguros relacionados con dichas actividades.

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

(4) Corresponde a los intereses por inversiones temporales e ingresos financieros que generan los patrimonios autónomos de pensiones.

(5) Es la pérdida o ganancia neta por efecto de la variación en la tasa de cambio y su impacto en los activos y pasivos denominados en moneda extranjera.

(6) Refleja la valoración de las coberturas contratadas por EEB y TGI para reducir el riesgo cambiario. (7) Corresponde a ingresos por recuperación de inversiones, arrendamientos y gastos.

(8) Corresponde a la proporción de las utilidades netas que le corresponden a los inversionistas minoritarios en las empresas controladas por EEB.

Regresar a la tabla Tabla 24 - Indicadores financieros de EEB; Pag 15

(1) Es la consolidación de los ingresos menos el costo de ventas, los gastos administrativos, los intereses de los patrimonios autónomos pensionales, más los dividendos de las compañías participadas, los intereses de las

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inversiones de portafolio, los impuestos indirectos, la amortización de intangibles, la depreciación de activos fijos, los pagos pensionales y las provisiones.

(2) Es el Ebitda consolidado más las reducciones de capital de las compañías participadas.

(3) Es el Ebitda consolidado dividido entre los ingresos operacionales consolidados, sumados los dividendos y los ingresos de intereses (sin incluir los intereses recibidos por las inversiones de los patrimonios autónomos pensionales).

(4) Es la deuda consolidad menos la caja libre. (5) Son los gastos financieros consolidados.

Regresar a la tabla Gráfica 1 - Ventas; Pag 8

(1) La sumatoria de las compras y la producción es inferior a las ventas porque una pequeña porción se destina al consumo propio.

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