Tabla de Contenido Información General Información general del Contrato de Concesión Localización Geográfica Unidades de Negocio Generación de Energía Distribución Comercialización Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009 Aspectos Financieros

Tabla de Contenido Información General Información general del Contrato de Concesión Localización Geográfica Unidades de Negocio Generación de Energía Distribución Comercialización Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009 Aspectos Financieros

Información general del Contrato de Concesión 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 La prestación, operación, explotación, organización total del servicio público de energía eléctrica. La construcción de la nueva infraestructura. Explotación, rehabilitación, conservación y mantenimiento de la infraestructura. 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.

Información general del Contrato de Concesión 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.

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

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

Tabla de Contenido Información General Información general del Contrato de Concesión Localización Geográfica Unidades de Negocio Generación de Energía Distribución Comercialización Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009 Aspectos Financieros

Unidades de Negocio Generación Transmisión Comercialización +

Unidades de Negocio Generación Transmisión Comercialización +

Generación de Energía 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 KW 2 unidades MB Mirrlees Blackstone cada una con una capacidad aproximada de 9.687 KW 6 unidades marca E.M.D. que generan 17.100 KW 8 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.

Generación de Energía Inversiones Realizadas - Planta de Generación Combustible Fósil

Generación de Energía Inversiones Realizadas - Planta de Generación RSU 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.

Generación de Energía Inversiones Realizadas - Planta de Generación RSU

Generación de Energía Inversiones Realizadas - Planta de Generación RSU

Unidades de Negocio Generación Transmisión Comercialización +

Conformación del Sistema de Distribución La distribución de energía se realiza a través de la siguiente infraestructura: * Red Subterránea ** Red Submarina

Sistema de Distribución 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 Generación Transmisión Comercialización +

Comercialización de Energía 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.

Cifras del primer semestre de 2013 Comercialización de Energía Cifras del primer semestre de 2013

Gestión Comercialización de Energía

Gestión Comercialización de Energía 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 contratista Mes 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

Comercialización de Energía

Tabla de Contenido Información General Información general del Contrato de Concesión Localización Geográfica Unidades de Negocio Generación de Energía Distribución Comercialización Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009 Aspectos Financieros

Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009 Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica Cun,m = IAOMn,m + Gcm + Am + Mm (1 – pn,m) 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) 26

Pago por Inversiones, Administración, Operación y Mantenimiento Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009 Pago por Inversiones, Administración, Operación y Mantenimiento IAOMn,m = PIAOMn x IPPm-1 IPP0 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 27

Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009 Pago por Combustible Gcm = 1 Etm-1 Σ CECi x PCm x Eim-1 n i=1 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 28

Ahorro en el Costo del Combustible Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009 Ahorro en el Costo del Combustible Am = 0,5 Etm-1 Σ CECi x ΔPCm x eim-1 k i=1 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 29

Ahorro en el Costo del Combustible Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009 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 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. 30

Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009 La siguiente tabla presenta el comportamiento de los diferentes componentes de la fórmula de remuneración para el periodo enero – septiembre del año 2013 31

Tabla de Contenido Información General Información general del Contrato de Concesión Localización Geográfica Unidades de Negocio Generación de Energía Distribución Comercialización Remuneración del Concesionario - Resolución CREG 073-2009 Aspectos Financieros

Aspectos Financieros Metodología 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. Costo Unitario de prestación del Servicio de Energía por kWh Ingresos Operacionales Costos y Gastos Combustible Costos de operación Interventoría Gastos de administración Pólizas de seguros Impuestos PPA Eólico Contrato reducción de pérdidas Estado de Resultados Balance General Flujo de Caja de Tesorería WACC Valoración Flujo de Caja libre - FCL kWh generados por la compañía (Diesel, Parque eólico y RSU) 33

Principales Supuestos 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/Año La 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. 34

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 35

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. 36

Balance General (Cifras en millones de pesos) 37

Flujo de Caja de Tesorería (Cifras en millones de pesos) 38

Flujo de Caja Libre Operacional (Cifras en millones de pesos) 39

Valoración 40