tabla de contenido 1.información general información general del contrato de concesión...

Tabla de Contenido

1. Información GeneralInformación general del Contrato de Concesión

Localización Geográfica

2. Unidades de NegocioGeneración de Energía

Distribución

Comercialización

3. Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009 4. Aspectos Financieros

2

Tabla de Contenido

1. Información General

Información general del Contrato de Concesión



Distribución

Comercialización


3


4

Objeto Prestación del servicio de energía eléctrica (generación, distribución y comercialización) en el área geográfica de San Andrés, Providencia y Santa Catalina

Plazo de ejecución

Veinte (20) años contados desde la suscripción del Acta de Inicio, es decir desde el primero (1) de mayo de 2010

Alcance del Contrato

a. La prestación, operación, explotación, organización total del servicio público de energía eléctrica. b. La construcción de la nueva infraestructura.c. Explotación, rehabilitación, conservación y mantenimiento de la infraestructura.d. La construcción de la nueva infraestructura.e. La ejecución de aquellas actividades necesarias para la adecuada prestación del servicio público de

energía eléctrica.

Alcance de la Exclusividad

• Solo el Concesionario podrá desarrollar las Actividades Concesionadas dentro del área de servicio exclusivo

• Para efectos del Contrato, se consideran usuarios al Departamento de San Andres, Providencia y Santa Catalina y al Municipio de Providencia incluyendo el alumbrado publico

Propiedad de los Bienes e Instalaciones

El Concedente tendría propiedad plena sobre los bienes que adquiera o construya el Concesionario. Los bienes que componen la Infraestructura y la Nueva Infraestructura los tendrá el Concesionario a titulo de Concesión, razón por la cual su integridad y conservación serán por su cuenta y riesgo.


5

Cargos y Tarifas

La remuneración del Concesionario por la prestación de los servicios asociados a las Actividades Concesionadas, corresponde única y exclusivamente a (i) las sumas provenientes de la aplicación de las Tarifas y cargos a los Usuarios que le autorizan las disposiciones generales que regulan la prestación del servicios de energía eléctrica, en particular la Resolución CREG 160 de 2008 y (ii) los Subsidios.

Fiducia Para la administración de los recursos de la Concesión y el pago de las obligaciones a cargo del Concesionario, este se obliga a constituir un Fideicomiso al cual deberá transferir (i) la totalidad de sus ingresos recibidos como remuneración bajo el presente Contrato y (ii) todos los recursos de deuda y capital que obtenga para la ejecución de la Concesión.

Fuente: http://www.sanandres.gov.co/index.php?option=com_content&view=article&id=128&Itemid=144

El Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina es un grupo de islas del mar Caribe pertenecientes a Colombia. Este conjunto de islas, cayos e islotes se localiza sobre una plataforma volcánica del Caribe suroccidental, a unos 720 km del noroeste de la costa colombiana y a 110 kilómetros de la costa nicaragüense.

Esta condición causa que Colombia tenga fronteras marítimas con Costa Rica, Nicaragua, Honduras, Jamaica, Haití y República Dominicana. La extensión de la tierra firme emergida de islas, cayos e islotes suma 52,5 km², lo que lo hace el departamento más pequeño de Colombia en lo que a superficie se refiere.

El territorio del archipiélago, que posee una extensión total de 350.000 km² y se localiza al noroccidente de Colombia, adentrándose en el sector centro-occidental del mar de las Antillas.

En 1991 se creó el Departamento Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina y en 2001 la Unesco declaró al archipiélago "Reserva de Biósfera de Flora Marina".


6


La Isla de San Andrés está conformada por una serranía longitudinal de norte a sur con bosques cocoteros cuya elevación máxima es de 85 mt, una colina llamada "La Loma". San Andrés es producto de sedimentos calizos recientes y su extensión total de norte a sur es de 13 kilómetros, mientras de este a oeste tiene 3 kilómetros de extensión. San Andrés cuenta con una extensión de 26 km² y se encuentra rodeada de varios cayos.

Providencia es de relieve de colinas con elevaciones hasta de 550 mt sobre el nivel del mar, como el Alto Pick en la parte central de la isla. La isla es producto de un volcán andesítico extinguido. Cuenta con un embalse construido en el sector de Bahía Agua Fresca (Fresh Water Bay) y Scheiler Quintero. La isla tiene una dimensión de 7 kilómetros de largo por 4 de ancho, con una área de 17 km².

* TRM: 1942.69Fuente: https://www.dnp.gov.co/LinkClick.aspx?fileticket=Pqj9plcmmBM%3D&tabid=1373

Capital San AndrésPIB Departamento San Andrés 2011 (USD)* 446.803.144% de Peso sobre PIB Nacional 0,14%Población Proyectada 2012 DANE 74.541Población (Censo 2005 Dane) 70.754

San Andrés 65.627Providencia 4.927Santa Catalina 200 aprox.

Superficie 52,5 km2

San Andrés 26 km2

Providencia 17 km2

Santa Catalina 1 km2

Otros Cayos e Islotes 8,5 km2

Densidad Poblacional 1.347,70 h/km2

San Andrés 2.524,12 h/km2

Providencia 289,82 h/km2

Información General

7

Tabla de Contenido



2. Unidades de Negocio

Generación de Energía

Distribución

Comercialización


8

Unidades de Negocio

Generación Transmisión Comercialización+ +

9

Unidades de Negocio


10


Para la isla de San Andrés, la generación se encuentra centralizada en la planta de Punta Evans, en la cual se encuentran los siguientes equipos:

2 unidades MAN cada una con una capacidad aproximada de 14.300 KW2 unidades MB Mirrlees Blackstone cada una con una capacidad aproximada de 9.687 KW6 unidades marca E.M.D. que generan 17.100 KW8 unidades Diesel que aportan 18.480 Kilovatios

En la Central de Bahía Garret en Providencia, existen tres unidades EMD que totalizan una capacidad instalada de 3.545 KW y una unidad Cummins de 750 KW.

11

Concepto Unidad2010

Mayo - Dic2011 2012 2013*

Variación Anual

2011 - 2012

Variación Anual

2012 - 2013Energía Generada Total kWh 130.027.059 193.762.857 201.416.996 203.328.849 3,95% 0,95%

Energía Generada - San Andrés kWh 123.673.698 184.073.463 191.390.138 193.206.673 3,97% 0,95%Energía Generada - Providencia kWh 6.353.361 9.689.394 10.026.858 10.122.176 3,48% 0,95%

Total Combustible Utilizado Galones 9.077.251 13.489.464 13.524.169 12.974.178 0,26% -4,07%

Combustible Utilizado - San Andrés Galones 8.595.741 12.754.527 12.764.542 12.345.474 0,08% -3,28%Combustible Utilizado - Prov idencia Galones 481.510 734.937 759.627 628.704 3,36% -17,24%

12


Inversiones Realizadas - Planta de Generación Combustible Fósil

13

Objeto del Proyecto: Poner en servicio una planta de aprovechamiento energético de basuras de 1 MW, en procura de generar al menos 4 GWh por año de energía eléctrica, a partir de los residuos sólidos urbanos producidos en la isla de San Andrés y de los residuos dispuestos en el relleno sanitario Magic Garden.

Inversiones Realizadas - Planta de Generación RSU


14



15



Unidades de Negocio


16

Conformación del Sistema de Distribución

La distribución de energía se realiza a través de la siguiente infraestructura:

Área (Km)Subterránea

(Km)Área (Km)

Subterránea (Km)

Cant. KVA 14 m 12 m 8 m

Sarie Bay 13,42 0,33 12,88 83 7.062,50 81 125 241Circunvalar 19,20 10,10 79 4.625,00 252 21220 de Julio 4,30 5,22 54 4.952,50 105 108Juan 23 5,50 5,23 49 4.435,00 2 92 229Back Road 2,00 5,00 14 1.432,50 35 10 227Almendros (*) 3,51 0,85 5,00 1,00 47 9.155,00 54 37 101Fragatas 4,00 3,80 51 8.672,50 7 64 15Loma 13,84 15,85 58 4.040,00 226 324San Luis 10,43 17,98 64 5.270,00 245 358Natania 7,26 21,10 64 4.547,50 203 449Swamp Ground 0,33 1,30 5 945,00 7 19Boulevard 3,30 0,33 8,00 34 3.240,00 10 61 88Colombia (*) 0,97 3,10 0,65 2,00 35 5.415,00 16 11América (*) 0,94 2,00 0,76 1,02 20 3.152,50 2Town (**) 9,00 0,30 9,00 44 2.310,00 2 127 174South West 16,00 11,32 66 2.867,50 142 245TOTALES 114,00 6,91 133,19 4,02 767 72.122,50 191 1.714 2.801

TransformadorRed de Media Tensión Red de Baja Tensión ApoyosCircuito

* Red Subterránea** Red Submarina

17

Sistema de Distribución

18

Transformadores subestación El Bight – 2 x25 MVA 34.5/13.2 kV

Transformadores de la subestación Punta Evans 3 x 25 MVA – 34.5/13.2 kV

Transformador de la subestación School House – 25 MVA 34.5/13.2 kV

Tren de celdas

Unidades de Negocio


19

El mercado de la empresa esta concentrado principalmente en el mercado residencial con un 84,3%, representando a su vez aproximadamente el 30% de la facturación.

El 89% de los cliente se encuentran ubicados en San Andres y el 11% restante están en Providencia. Los clientes de consumos significativos son aquellos cuya actividad es hotelera y/o comercial.

18.113

18.493 18.674

19.270

17.500

18.000

18.500

19.000

19.500

2010 2011 2012 ago-13

Total Usuarios

Residencial84%

No Residencial

16%

Usuarios por Tipo de Uso

Comercialización de Energía

20

Categoría Subcategoría ClientesA. Público Nivel I 2Comercial Nivel I 2.480Comercial Nivel II 9Industrial Nivel I 99Industrial Nivel II 15Oficial Nivel I 281Oficial Nivel II 14Especial Nivel I 112Residencial Estrato 1 2.826Residencial Estrato 2 6.436Residencial Estrato 3 4.928Residencial Estrato 4 1.126Residencial Estrato 5 774Residencial Estrato 6 168TOTAL CLIENTES 19.270


21

Categoría Puesta al cobro Recaudo EfectividadComercial 11.095.471.701 10.730.702.569 96,71%Industrial 8.151.708.487 8.085.425.945 99,19%Oficial 2.288.925.939 2.302.392.079 100,59%Especial 217.747.382 210.261.020 96,56%Alumbrado 582.874.619 471.796.182 80,94%Residencial

Estrato 1 856.637.699 844.123.794 98,54%Estrato 2 2.405.352.915 2.400.568.909 99,80%Estrato 3 2.811.869.480 2.779.630.672 98,85%Estrato 4 1.115.943.636 1.142.655.525 102,39%Estrato 5 1.172.470.506 1.148.590.144 97,96%Estrato 6 344.922.116 362.127.822 104,99%

TOTAL 31.043.924.480 30.478.274.661 98,18%

Concepto Unidad 2011 2012Variación

AnualEnergía Recibida Subestaciones kWh 183.848.648 189.602.719 3,13%Energía Facturada kWh 138.478.331 142.888.215 3,18%

Energía Facturada - Nivel 1 kWh 100.545.431 104.818.371 4,25%Energía Facturada - Nivel 2 kWh 37.932.900 38.069.844 0,36%Energía Facturada - Residenciales kWh 89.829.379 94.592.270 5,30%Energía Facturada - No Residenciales kWh 48.648.952 48.295.945 -0,73%

Índice Promedio de Pérdidas % 24,68% 24,64% -0,16%Valor Energía Facturada (MM) $ 121.936 131.351 7,72%

Subsidios Aplicados (MM) $ 76.507 82.383 7,68%Liquidación Usuarios $ 45.429 48.968 7,79%

Recaudo (MM) $ 44.077 48.062 9,04%Índice de Recaudo % 97,02% 98,15% 1,16%

Cifras del primer semestre de

2013

Gestión Comercialización de Energía

22

11.5

83.5

99

10.7

08.8

19

11.5

13.9

54

11.2

81.1

34

12.2

42.5

81

12.5

65.2

45

12.6

76.8

31

12.6

00.5

75

12.3

93.3

16

12.2

45.7

74

11.3

53.8

59

12.3

58.4

57

9.500.000

10.000.000

10.500.000

11.000.000

11.500.000

12.000.000

12.500.000

13.000.000

Ene

Feb

Mar Abr

May Jun Jul

Ago

Sept Oct

Nov Dic

Facturación en Kw/h 2012

97,56%98,58%

95,79% 95,39%

99,15%100,06%

99,11%95,77% 98,00% 96,42%

96,01%

98,63%

83,00%

85,00%

87,00%

89,00%

91,00%

93,00%

95,00%

97,00%

99,00%

101,00%

0

500.000.000

1.000.000.000

1.500.000.000

2.000.000.000

2.500.000.000

3.000.000.000

3.500.000.000

4.000.000.000

4.500.000.000

5.000.000.000

Ene

Feb

Mar Abr

May Jun Jul

Ago

Sept Oct

Nov Dic

Facturación y Recaudo Año 2012

Valor Facturado

Valor Recaudo

Índice Recaudo

Gestión Comercialización de Energía

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

2008 2009 2010 2011 2012 2013*

28,27% 28,09%26,69% 24,63% 24,59%

21,50%

Índicador de pérdidas

23

• De conformidad, con lo establecido en el Contrato de Concesión en el mes sesenta (60) de ejecución, el Concesionario debe llegar a un nivel de pérdidas del 12.00%.

• Para lograr este nivel de pérdidas, la compañía suscribió un contrato con Ingenierías Aliadas S.A.S., que tiene las siguientes características:

− El contratista debe remodelar redes aisladas y trenzadas secundarias por una distancia mínima de 50 km.

− El contratista debe instalar mínimo 18.540 equipos de telemedida.

− Metas que debe alcanzar el contratistaMes 6 Nivel de pérdidas 21.00%Mes 12 Nivel de pérdidas 18.00%Mes 18 Nivel de pérdidas 14.00%Mes 24 Nivel de pérdidas 11.50%

− Plazo de ejecución del contrato: 68 meses− Remuneración:

337.5 x Energía Recuperada x IPPm-1

IPP0

24


Tabla de Contenido




Distribución

Comercialización

3. Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009

4. Aspectos Financieros

25

Donde,

Cun,m Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica, para el nivel de tensión n, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/ kWh)

IAOMn,m Remuneración de la inversión y de los costos de AOM en generación por nivel de tensión n del Sistema de Distribución y comercialización para el mes m. Valor ofertado por el adjudicatario.

Gcm Remuneración de los costos de los combustibles de origen fósil, o de las mezclas obligatorias de éstos con biocombustibles, puestos en el sitio de operación de las plantas del parque de generación, para el mes m.

Am Ahorro en los costos de combustible de origen fósil, ya sea por la adecuación de las plantas de generación, por el reemplazo de alguna de éstas o por la sustitución de combustible

pn,m Pérdidas de energía en el nivel de tensión n del sistema de distribución para el mes m. Valor ofertado por el adjudicatario.

Mm Cargo de la actividad monitoreo, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/ kWh)

Cun,m = IAOMn,m + Gcm + Am + Mm

(1 – pn,m)

26

Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica

Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009

Donde,

PIAOMn Cargo máximo regulado mensual, que remunera las inversiones del prestador del servicio en activos de las actividades de generación, distribución (nivel de tensión n del sistema de distribución) y comercialización y los gastos de AOM en los que se incurra en desarrollo de estas actividades. Este valor esta expresado en pesos por kilovatio hora ($/ kWh) del mes de noviembre de 2009 y fue ofertado por el adjudicatario.

IPPm-1 Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes m-1

IPP0 Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes de noviembre de 2009

IAOMn,m = PIAOMn x IPPm-1

IPP0

27

Pago por Inversiones, Administración, Operación y Mantenimiento


Donde,

Etm-1 Energía total entregada al sistema de distribución en el mes m-1, por las plantas n del parque de generación. Este valor se expresa en kilovatios hora (kWh)

CECi Consumo específico de combustible de origen fósil de la planta i del parque de generación, expresado en millones de BTU por kilovatio hora (MBTU/kWh). En caso que la planta utilice diesel o fuel oil como combustible, este consumo será expresado en galones por kilovatio hora (gal/kWh). El valor de esta variable será el ofertado por el adjudicatario.

PCm Precio del combustible fósil o mezcla, puesto en el sitio de la planta i del parque de generación, en el mes m, expresado por millón de BTU ($/MBTU) de forma general y en pesos por galón ($/gal) cuando el combustible empleado se diesel, fuel oil o mezcla. El precio del combustible será definido por el Ministerio de Minas y Energía, con excepción del caso en que se utilice gas combustible, cuyo precio será regulado por la CREG en resolución posterior.

Eim-1 Energía total entregada al sistema de distribución por la planta i, en el mes m-1, expresada en kilovatios hora (kWh)

n Número de plantas que pertenecen al parque de generación y son utilizadas en el mes m

Gcm = 1

Etm-1

Σ CECi x PCm x Eim-1

n

i=1

28

Pago por Combustible


Donde,

Etm-1 Energía total entregada al sistema de distribución en el mes m-1, por las plantas n del parque de generación. Este valor se expresa en kilovatios hora (kWh)

CECi Consumo específico de combustible de origen fósil de la planta i del parque de generación, expresado en millones de BTU por kilovatio hora (MBTU/kWh). En caso que la planta utilice diesel o fuel oil como combustible, este consumo será expresado en galones por kilovatio hora (gal/kWh). El valor de esta variable será el ofertado por el adjudicatario.

ΔPCm Diferencia entre el precio del combustible fósil o mezcla, puesto en el sitio de la planta i del parque de generación, y el precio del combustible fósil sustituto o de la mezcla, puesto en el sitio de la planta.

Eim-1 Energía entregada al sistema de distribución en el mes m-1, por la planta i del parque eólico que fue adecuada, reemplazada o cuyo combustible fue sustituido por uno más económico. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh)

k Número de plantas que fueron adecuadas, reemplazadas o para las cuales se sustituyeron combustibles por otros más económicos

Am = 0,5

Etm-1

Σ CECi x ΔPCm x eim-1

k

i=1

29

Ahorro en el Costo del Combustible


Parágrafo 1 – El componente Am únicamente se aplicará para aquellas plantas del parque de generación inicial cuya adecuación, reemplazo o cambio de combustible por uno más económico no haya sido incorporado en la oferta del adjudicatario de la obligación de prestación del servicio y cuando estas modificaciones se realicen a partir del sexto año del periodo de vigencia del contrato.

Parágrafo 2 – En caso que el combustible fósil sustituido sea gas combustible, para efectos del cálculo de la variable ΔPCmel valor del precio del combustible fósil puesto en el sitio de la planta i del parque de generación inicial será el precio del gas determinado en el último contrato celebrado por el adjudicatario de la obligación de prestación de servicio de energía eléctrica en el ASE, indexado por el índice de precios al productor - IPP

30


Ahorro en el Costo del Combustible

Como se observa en la formula transcrita, cualquier ahorro que pudiera implementar el Concesionario por el cambio de combustible, seria compartido entre el Concedente y el Concesionario en partes iguales, sin modificar los demás componentes de la remuneración. No solo incrementa el margen operacional (mayor ingreso por el ahorro y menor costo del combustible) sino que, adicionalmente, libera capital de trabajo de la Cuenta de Combustibles del Fideicomiso. Estos tres (3) elementos incrementarían de manera importante el valor de la empresa.

31


Información de componentes ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13Gcm N1 408,74 408,72 422,83 423,49 404,91 401,67 426,90 413,53 413,59Gcm N2 408,74 408,72 422,83 423,49 404,91 401,67 426,90 413,53 413,59IAOMn,m N1 374,90 374,74 375,36 376,76 375,55 376,27 377,14 377,15 377,14IAOMn,m N2 313,82 313,66 314,20 315,37 314,36 314,36 314,96 315,70 315,70Pr N1 18,00% 18,00% 18,00% 18,00% 15,00% 15,00% 15,00% 15,00% 15,00%Pr N2 9,00% 9,00% 9,00% 9,00% 7,50% 7,50% 7,50% 7,50% 7,50%Cu N1 873,37 873,15 891,00 893,21 851,92 848,76 879,38 863,65 863,32Cu N2 762,98 762,8 778,85 780,74 752,1 749,15 777,21 762,76 762,45Industrial y comercial N1 403,83 405,02 406,82 407,65 408,66 409,82 410,8 410,98 411,3Industrial y comercial N2 345,75 346,77 348,32 349,03 349,9 350,89 351,72 351,87 352,15Oficial y especial N1 336,52 337,51 339,02 339,71 340,55 341,51 342,33 342,48 342,75Oficial y especial N2 288,13 288,98 290,27 290,86 291,58 292,41 293,10 293,00 293,46Residencial E1 178,18 178,71 179,5 179,87 180,32 180,83 181,26 181,34 181,48Residencial E2 212,70 213,33 214,28 214,72 215,25 215,86 216,37 216,47 216,64Residencial E3 284,99 285,84 287,11 287,7 288,41 289,22 289,91 290,04 290,27Residencial E1 336,52 337,51 339,02 339,71 340,55 341,51 342,00 342,48 342,75Residencial E2 336,52 337,51 339,02 339,71 340,55 341,51 342,00 342,48 342,75Residencial E3 336,52 337,51 339,02 339,71 340,55 341,51 342,00 342,48 342,75Residencial E4 336,52 337,51 339,02 339,71 340,55 341,51 342,33 342,48 342,75Residencial E5 403,83 405,02 406,82 407,65 408,66 409,82 410,80 410,98 411,30Residencial E6 403,83 405,02 406,82 407,65 408,66 409,82 410,80 410,98 411,30

Tarifa > 800 Total Residencial 873,37 873,15 891,00 893,21 851,92 848,76 879,39 863,65 863,25

Tarifa 0-800

Pérdidas reconocidas por nivel de tensión ($/Kwh)

Costo Unitario aprobado por resolución

Generación

IAOMn,m

Tarifas Aplicadas

Tarifa < = 173/187

Tarifa > 173/187-800

La siguiente tabla presenta el comportamiento de los diferentes componentes de la fórmula de remuneración para el periodo enero – septiembre del año 2013

Tabla de Contenido




Distribución

Comercialización


32

La construcción del modelo financiero parte del establecimiento de los supuestos operacionales, macroeconómicos, para que a través del calculo de los ingresos y los costos de la entidad, se proyecten los diferentes estados financieros y el flujo de caja libre, el cual permite determinar el valor de la compañía.

33

Metodología

Costo Unitario de prestación del Servicio

de Energía por kWhIngresos

Operacionales

Costos y Gastos

CombustibleCostos de operación

InterventoríaGastos de

administración

Pólizas de seguros Impuestos

PPA EólicoContrato reducción

de pérdidas

Estado de Resultados

Balance General

Flujo de Caja de TesoreríaWACC

ValoraciónFlujo de Caja libre - FCL

kWh generados por la compañía (Diesel,

Parque eólico y RSU)

Aspectos Financieros

34

• El plazo inicial de la concesión termina en abril 30 de 2030

• La tasa de crecimiento anual de consumo es del 1.75% para todo el periodo de proyección, con excepción del año 2014, en el cual se emplea una tasa de crecimiento del 5.00%, teniendo en cuenta la entrada en operación de dos nuevos proyectos (i) Hotel y Centro de Convenciones El Isleño (entro en operación el 15 de diciembre de 2013) y (ii) Nuevo colegio

• De acuerdo con lo establecido en los contratos suscritos, se estima que :

La generación en el parque eólico será de 15.000.000 Kwh/AñoLa generación por la operación de RSU será de 4.000.000 Kwh/Año

• La tarifa que es pagada al concesionario, se ajusta por la variación mensual del índice de Precios al Productor – IPP

• Las proyecciones de costos y gastos se hicieron tomando en cuenta el comportamiento histórico (Año 2011 – Año 2012)

• Se observa que existen costos anuales pagados por Sopesa que ascienden a $7.000 millones de pesos, que no corresponden a costos operacionales del proyecto.

• Se incluye la ejecución del contrato de pérdidas suscrito con Ingenierías Aliadas S.A.S. para la reducción de pérdidas, cuyo costo aproximado asciende a $42.000 millones de pesos.

• Se incluye el PPA suscrito con Jeraneas S.L. para la generación de energía a través del parque eólico.

Principales Supuestos

35

Estado de Pérdidas & Ganancias (Cifras en millones de pesos)

* La diferencia en los ingresos se da por el hecho que la empresa no lleva como ingresos operacionales los ingresos por subsidios recibidos

Año 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ingresos OperacionalesFacturación 49.063 54.394 59.491 63.805 67.293 70.826 74.545 78.459 82.578 86.912 91.474 96.275 101.328 106.646 112.242 118.132 124.330 42.166 Subsidios 79.576 88.155 96.295 101.918 107.270 112.903 118.831 125.070 131.636 138.546 145.818 153.471 161.526 170.002 178.923 188.312 198.193 67.366

Total Ingresos Operacionales 46.558 54.461 128.639 142.549 155.786 165.723 174.563 183.729 193.376 203.528 214.213 225.458 237.292 249.747 262.854 276.648 291.165 306.444 322.523 109.531

Costos y Gtos Op. MonetariosCombustible - - (84.845) (89.551) (88.826) (93.209) (98.413) (103.906) (109.701) (115.816) (122.269) (129.078) (136.262) (143.842) (151.840) (160.278) (169.181) (178.574) (188.484) (64.159) Interventoria (1.246) (1.292) (1.321) (1.361) (1.402) (481) - - - - - - - - - - - - - - Asistencia Tecnica - RSU - - - (582) - - - - - - - - - - - - - - - - Costos de operación (24.152) (30.350) (18.372) (17.654) (18.202) (18.759) (19.333) (19.924) (20.534) (21.163) (21.812) (22.480) (23.170) (23.880) (24.613) (25.368) (26.147) (26.951) (27.779) (9.537) Gastos de administración (10.012) (10.963) (11.208) (11.545) (11.891) (12.248) (12.615) (12.993) (13.383) (13.785) (14.198) (14.624) (15.063) (15.515) (15.980) (16.460) (16.954) (17.462) (17.986) (6.175) Impuestos (1.615) (886) (274) (724) (781) (835) (883) (924) (965) (1.008) (1.054) (1.101) (1.151) (1.203) (1.258) (1.315) (1.375) (1.438) (1.503) (1.479) PPA Eolico - - - - (2.970) (3.663) (3.774) (3.889) (4.007) (4.128) (4.254) (4.383) (4.516) (4.653) (4.795) (4.940) (5.090) (5.245) (5.404) (2.291)

Total Costos y Gtos Op. Monetarios (37.097) (43.668) (116.021) (121.417) (124.071) (129.194) (135.018) (141.636) (148.591) (155.901) (163.587) (171.667) (180.162) (189.094) (198.485) (208.361) (218.747) (229.669) (241.157) (83.641)

Utilidad Operacional - EBITDA 9.460 10.793 12.618 21.132 31.715 36.529 39.545 42.093 44.785 47.627 50.626 53.791 57.130 60.653 64.368 68.287 72.418 76.774 81.366 25.891

Margen EBITDA 9,81% 14,82% 20,36% 22,04% 22,65% 22,91% 23,16% 23,40% 23,63% 23,86% 24,08% 24,29% 24,49% 24,68% 24,87% 25,05% 25,23% 23,64%

Costos y Gtos Op. No MonetariosDepreciaciones (532) (581) (760) (702) (1.818) (2.651) (3.348) (4.018) (4.735) (4.877) (4.929) (4.983) (5.051) (5.135) (5.239) (5.373) (5.558) (5.842) (6.428) (604) Amortizaciones (1.374) (1.366) (10.411) (6.310) (6.349) (6.383) (6.372) (6.280) (6.331) (6.382) (6.439) (6.521) (6.570) (6.624) (6.688) (6.807) (6.867) (6.924) (6.898) (5.207)

Total Costos y Gtos Op. No Monetarios (1.906) (1.947) (11.170) (7.011) (8.166) (9.034) (9.720) (10.298) (11.066) (11.259) (11.368) (11.504) (11.621) (11.760) (11.927) (12.180) (12.425) (12.766) (13.326) (5.811)

Utilidad Operacional Efectiva - EBIT 7.554 8.845 1.448 14.121 23.549 27.495 29.824 31.795 33.719 36.368 39.258 42.287 45.509 48.893 52.441 56.106 59.994 64.008 68.040 20.080

Ingresos y Egresos No Op.Ingresos 2.275 2.973 - - - - - - - - - - - - - - - - - - Egresos (9.075) (10.632) (9.742) (8.762) (9.048) (8.115) (7.084) (5.928) (4.627) (3.445) (3.139) (3.165) (3.199) (2.397) (801) (850) (883) (927) (973) (352)

Total Ingresos y Egresos No Op. (6.800) (7.659) (9.742) (8.762) (9.048) (8.115) (7.084) (5.928) (4.627) (3.445) (3.139) (3.165) (3.199) (2.397) (801) (850) (883) (927) (973) (352)

Utilidad Antes de Impuestos 754 1.186 (8.295) 5.358 14.501 19.380 22.741 25.867 29.092 32.923 36.119 39.122 42.310 46.496 51.640 55.256 59.111 63.081 67.067 19.728

Impuesto de Renta (249) (391) - (2.620) (5.762) (6.159) (6.458) (7.075) (7.869) (8.892) (9.688) (10.362) (11.158) (12.315) (13.785) (14.635) (15.478) (16.504) (17.513) - CREE - (482) (1.305) (1.744) (2.047) (2.328) (2.618) (2.963) (3.251) (3.521) (3.808) (4.185) (4.648) (4.973) (5.320) (5.677) (6.036) (1.776)

Utilidad / Pérdida Neta 505 795 (8.295) 2.257 7.433 11.476 14.236 16.464 18.605 21.068 23.180 25.240 27.344 29.996 33.208 35.648 38.313 40.900 43.518 17.953

36

Estado de Pérdidas & Ganancias

• El margen EBITDA promedio durante la proyección corresponde al 23.87%.

• Como se observa, a partir del año 2016 se estabiliza el EBITDA, como resultado de la implementación del 100% del programa de pérdidas.

• El egreso más significativo del proyecto corresponde al combustible.

• El contrato de asistencia técnica RSU se encuentra suspendido, hasta que se inicie la operación de la planta.

• Los impuestos del gráfico corresponden a los impuestos operacionales (municipales y distritales), no incluye impuesto a la renta ni CREE.

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Utilidad Operacional

Ingresos Costos y Gastos Margen EBITDA

75,20%

0,14%0,03%

13,08%

8,51%

0,66% 2,38%

Participación de los diferentes rubros de costos y gastos

Combustible

Interventoria

Asistencia Tecnica - RSU

Costos de operación

Gastos de administración

Impuestos

PPA Eolico

37

Balance General (Cifras en millones de pesos)

Año 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

ActivosDisponible 1.689 1.009 (814) (8.847) (10.615) (11.639) (12.112) (9.533) 615 24.593 54.857 88.732 124.816 163.358 206.138 248.448 295.736 345.958 399.148 444.175 Inversiones y f iducias 28 29 - - - - - - - - - - - - - - - - - - Deudores comerciales 20.839 15.246 28.151 31.011 33.731 35.774 37.591 39.475 41.458 43.545 45.742 48.053 50.486 53.046 55.740 58.575 61.560 64.700 68.005 1.709 Inventarios 7.365 9.510 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 8.261 Activos Fijos 4.133 3.847 3.274 2.623 1.972 1.321 712 259 17 9 2 - - - - - - - - - Otros Activos 115.270 100.874 95.889 95.574 98.076 100.690 104.420 106.249 101.250 92.240 84.662 75.306 65.894 57.035 47.451 39.920 29.981 19.776 9.087 7.591

Total Activos 149.325 130.515 134.760 128.621 131.424 134.405 138.871 144.712 151.600 168.648 193.524 220.351 249.456 281.699 317.590 355.204 395.537 438.695 484.501 461.735

PasivosObligaciones Financieras CP - 790 9.637 8.836 9.809 10.871 12.048 13.354 5.971 0 - - - - - - - - - - C X P 9.785 11.987 32.239 30.359 30.579 31.037 31.516 32.021 32.551 33.110 33.699 34.319 34.972 35.659 36.383 37.145 37.947 38.793 39.683 21.767 Deuda Subordinada - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Obligaciones laborales 493 651 642 661 681 701 722 744 766 789 813 837 862 888 915 942 970 999 1.029 - Impuesto de renta por pagar 249 391 - 2.620 5.762 6.159 6.458 7.075 7.869 8.892 9.688 10.362 11.158 12.315 13.785 14.635 15.478 16.504 17.513 - Impuesto CREE por pagar - - - 482 1.305 1.744 2.047 2.328 2.618 2.963 3.251 3.521 3.808 4.185 4.648 4.973 5.320 5.677 6.036 1.776 Obligaciones f inancieras LP 94.800 77.047 60.890 52.053 42.244 31.373 19.325 5.971 0 - - - - - - - - - - - Impuesto al patrimonio 973 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486 Otros Pasivos 10.289 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280 6.280

Total Pasivos 116.589 97.634 110.174 101.778 97.147 88.653 78.882 68.259 56.542 52.522 54.218 55.805 57.566 59.813 62.496 64.462 66.483 68.740 71.028 30.310

PatrimonioCapital Autorizado 8.551 8.551 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 8.650 Capital por suscribir (245) (245) (345) (345) (345) (345) (345) (345) (345) (345) (345) (345) (345) (345) (345) (345) (345) (345) (345) (345) Reservas legales 974 1.025 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 1.104 Utilidad / Pérdida del ejercicio 505 795 (8.295) 2.257 7.433 11.476 14.236 16.464 18.605 21.068 23.180 25.240 27.344 29.996 33.208 35.648 38.313 40.900 43.518 17.953 Utilidad / Pérdida ejercicios anteriores 6.953 7.245 7.962 (333) 1.923 9.357 20.833 35.069 51.533 70.139 91.207 114.386 139.626 166.970 196.966 230.174 265.822 304.135 345.035 388.553 Revalorización de capital 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 4.588 Revalor. de reservas apropiadas 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 Revalor. de reservas no apropiadas 699 699 699 699 699 699 699 699 699 699 699 699 699 699 699 699 699 699 699 699 Revalor. de patrimonio inst. apropiado 10.610 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124 10.124

Total Patrimonio 32.736 32.881 24.587 26.843 34.277 45.753 59.989 76.453 95.058 116.126 139.306 164.546 191.890 221.886 255.094 290.742 329.054 369.954 413.473 431.426

38

Flujo de Caja de Tesorería (Cifras en millones de pesos)

Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ingresos de TesoreriaFacturación 43.213 47.262 50.690 53.460 56.267 59.222 62.331 65.603 69.047 72.671 76.485 80.500 84.724 89.170 93.849 98.773 42.166 Subsidios 70.034 76.501 80.968 85.220 89.695 94.405 99.361 104.577 110.067 115.844 121.924 128.323 135.057 142.145 149.603 157.453 67.366 Fiducia Mercantil 12.000 3.000 - - - - - - - - - - - - - - - CXC Servicio de energía 26.442 29.302 32.023 34.065 35.882 37.766 39.749 41.836 44.033 46.344 48.777 51.337 54.031 56.867 59.851 62.991 66.296

Total Ingresos de Tesoreria 151.690 156.065 163.680 172.746 181.845 191.393 201.441 212.017 223.146 234.859 247.186 260.160 273.813 288.181 303.303 319.218 175.828

Egresos de TesoreriaCAPEX (16.741) (11.672) (9.612) (9.904) (10.205) (3.771) (463) (477) (491) (506) (521) (536) (552) (569) (586) (604) - Combustible (82.089) (81.423) (85.441) (90.212) (95.247) (100.559) (106.165) (112.080) (118.321) (124.907) (131.855) (139.187) (146.922) (155.083) (163.693) (172.777) (64.159) Interventoria (1.361) (1.402) (481) - - - - - - - - - - - - - - Pólizas de seguro (1.306) (1.345) (1.385) (2.938) (1.469) (2.053) (1.779) (3.307) (1.654) (1.703) (2.380) (1.807) (4.096) (1.917) (1.975) (2.034) (4.315) Asistencia Tecnica - RSU (582) - - - - - - - - - - - - - - - - Costos de operación (17.654) (18.202) (18.759) (19.333) (19.924) (20.534) (21.163) (21.812) (22.480) (23.170) (23.880) (24.613) (25.368) (26.147) (26.951) (27.779) (9.537) Gastos de administración (9.755) (10.048) (10.349) (10.660) (10.979) (11.309) (11.648) (11.998) (12.357) (12.728) (13.110) (13.503) (13.908) (14.326) (14.755) (15.198) (6.175) Impuestos (724) (781) (835) (883) (924) (965) (1.008) (1.054) (1.101) (1.151) (1.203) (1.258) (1.315) (1.375) (1.438) (1.503) (1.479) PPA Eolico - (2.722) (3.357) (3.459) (3.565) (3.673) (3.784) (3.899) (4.018) (4.140) (4.265) (4.395) (4.528) (4.666) (4.808) (4.954) (2.291) Leasing (1.287) (2.472) (2.472) (2.472) (2.472) (2.472) (2.472) (2.472) (2.472) (2.472) (1.632) - - - - - - CXP Viáticos y gastos de viaje (118) (122) (125) (129) (133) (137) (141) (145) (150) (154) (159) (164) (169) (174) (179) (184) (190) CXP Comisiones, honorarios y servicios (3.033) (750) (772) (796) (819) (844) (869) (895) (922) (950) (979) (1.008) (1.038) (1.069) (1.101) (1.134) (1.168) CXP Aportes de nómina y salarios (249) (257) (265) (273) (281) (289) (298) (307) (316) (325) (335) (345) (356) (366) (377) (389) (400) CXP Obligaciones laborales (642) (661) (681) (701) (722) (744) (766) (789) (813) (837) (862) (888) (915) (942) (970) (999) (1.029) CXP Combustible (7.070) (7.463) (7.402) (7.767) (8.201) (8.659) (9.142) (9.651) (10.189) (10.756) (11.355) (11.987) (12.653) (13.357) (14.098) (14.881) (15.707) CXP PPA Eolico - - (247) (305) (314) (324) (334) (344) (354) (365) (376) (388) (400) (412) (424) (437) (450) GMF (508) (535) (559) (590) (611) (616) (631) (668) (693) (727) (766) (801) (850) (883) (927) (973) (352) Impuesto de renta - (2.620) (5.762) (6.159) (6.458) (7.075) (7.869) (8.892) (9.688) (10.362) (11.158) (12.315) (13.785) (14.635) (15.478) (16.504) (17.513) Impuesto CREE - (482) (1.305) (1.744) (2.047) (2.328) (2.618) (2.963) (3.251) (3.521) (3.808) (4.185) (4.648) (4.973) (5.320) (5.677) (6.036)

Total Egresos de Tesoreria (143.120) (142.955) (149.811) (158.326) (164.372) (166.352) (171.150) (181.753) (189.271) (198.775) (208.645) (217.380) (231.503) (240.894) (253.080) (266.028) (130.801)

Flujo de caja del periodo 8.570 13.110 13.869 14.420 17.473 25.041 30.291 30.264 33.875 36.084 38.542 42.780 42.310 47.288 50.223 53.190 45.026

Flujo de Caja Inicial del Periodo (814) (8.847) (10.615) (11.639) (12.112) (9.533) 615 24.593 54.857 88.732 124.816 163.358 206.138 248.448 295.736 345.958 399.148

CFADS 7.756 4.263 3.254 2.781 5.361 15.508 30.906 54.857 88.732 124.816 163.358 206.138 248.448 295.736 345.958 399.148 444.175

Servicio de Deuda Intereses (6.967) (6.041) (5.084) (4.022) (2.845) (1.539) (342) - - - - - - - - - - Amortizaciones de Capital (9.637) (8.836) (9.809) (10.871) (12.048) (13.354) (5.971) (0) - - - - - - - - -

Total Servicio de Deuda (16.604) (14.878) (14.893) (14.893) (14.893) (14.893) (6.313) (0) - - - - - - - - -

Flujo de Caja Final (8.847) (10.615) (11.639) (12.112) (9.533) 615 24.593 54.857 88.732 124.816 163.358 206.138 248.448 295.736 345.958 399.148 444.175

39

Flujo de Caja Libre Operacional (Cifras en millones de pesos)

Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

FLUJO DE CAJA LIBRE

Utilidad Operacional 14.121 23.549 27.495 29.824 31.795 33.719 36.368 39.258 42.287 45.509 48.893 52.441 56.106 59.994 64.008 68.040 20.080 + Depreciaciones 702 1.818 2.651 3.348 4.018 4.735 4.877 4.929 4.983 5.051 5.135 5.239 5.373 5.558 5.842 6.428 604 + Amortizaciones 6.310 6.349 6.383 6.372 6.280 6.331 6.382 6.439 6.521 6.570 6.624 6.688 6.807 6.867 6.924 6.898 5.207 + Provisiones

= GENERACION INTERNA DE RECURSOS 21.132 31.715 36.529 39.545 42.093 44.785 47.627 50.626 53.791 57.130 60.653 64.368 68.287 72.418 76.774 81.366 25.891

Impuesto de Renta + CREE (5.200) (9.264) (9.872) (10.091) (10.680) (11.413) (12.484) (13.585) (14.648) (15.771) (17.027) (18.408) (19.676) (21.026) (22.420) (23.800) 1.819 ∆ en Capital de Trabajo (2.415) (2.480) (1.564) (1.317) (1.358) (1.430) (1.505) (1.584) (1.667) (1.755) (1.847) (1.944) (2.046) (2.153) (2.266) (2.385) - CAPEX (16.741) (11.672) (9.612) (9.904) (10.205) (3.771) (463) (477) (491) (506) (521) (536) (552) (569) (586) (604) -

Flujo de Caja Libre Operacional (3.224) 8.299 15.481 18.232 19.850 28.171 33.176 34.981 36.985 39.099 41.258 43.480 46.013 48.670 51.502 54.577 27.710

Valor Presente Neto - Flujo Explícito 186.411.193.915 + Valor Presente Neto - Valor Terminal - + Activos No Operacionales

Fiducia mercantil (estimado dic 2013) 25.000.000.000 Caja (estimado dic 2013) (813.764.663)

- Deuda Financiera LP 70.526.682.148

= Equity Value 140.070.747.104

TRM 1.900

Equity Value US$ 73.721.446

Total MW - Combustible fósil 59,249 Total MW - Eólicos 7,500 Total MW - RSU 1,500 Costo MW US$ 1.080.184

Valor Corporativo / EBITDA estimado 2014 8,82 Equity Value / EBITDA estimado 2014 6,63

Tasa de Descuento 11,09%

VALORACIÓN A 1 DE ENERO DE 2014

40

Valoración

Costo de Capital - Ke

Aspecto Valor

Rf 4,75%Prima de mercado (Rm - Rf) 1,88%

Be 3,880Prima de mercado ajustada 7,30%

Prima de riesgo ajustada (Rp) 2,41%Ke US$ 14,46%

Devaluación Nominal 2,77%Ke nominal COP$ 17,63%

Debt Cost - Kd

Kd Promedio 10,32%

Kd 10,32%

WACC

% Equity 10,54%% Debt 89,46%Ke 17,63%Kd 10,32%

WACC 11,09%

Tasa de crecimiento anual del consumo de energía

Equity Value US$

1,25% 67.324.335 1,30% 67.951.790 1,35% 68.581.934 1,40% 69.214.781 1,45% 69.850.343 1,50% 70.488.633 1,55% 71.129.663 1,60% 71.773.447 1,65% 72.419.996 1,70% 73.069.325 1,75% 73.721.446 1,80% 74.376.372 1,85% 75.034.116 1,90% 75.694.692 1,95% 76.358.113 2,00% 77.024.392

tabla de contenido 1.información general información general del contrato de concesión...

Documents