Tabla de Contenido 1.Información General Reseña Histórica Datos Básicos del Contrato de Concesión Localización Geográfica 2.Unidades de Negocio Generación de Energía Distribución Comercialización 3.Proyectos de Inversión Generación Fósil RSU Eólico?? Reducción de pérdidas?? 4.Remuneración del Concesionario - Resolución CREG Aspectos Financieros 2

En el año de 1996 nace la SOCIEDAD PRODUCTORA DE ENERGÍA DE SAN ANDRÉS Y PROVIDENCIA S.A. E.S.P. “SOPESA S.A. E.S.P.” para efectuar el suministro de energía y disponibilidad de potencia para las Islas de San Andres, Providencia y Santa Catalina, con base en un contrato suscrito con la CORPORACIÓN ELÉCTRICA DE LA COSTA ATLÁNTICA CORELCA S.A. E S.P., en calidad de propietaria de la Infraestructura de generación. En el año 2009, SOPESA S.A. E.S.P., después de una convocatoria pública abierta por el Ministerio de Minas y Energía, suscribió el CONTRATO DE CONCESIÓN No. 067 DE 2009 con exclusividad para la PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL ÁREA GEOGRÁFICA DE SAN ANDRÉS, PROVIDENCIA Y SANTA CATALINA. El contrato inició su ejecución el primero (1) de mayo de 2010 y termina su plazo de ejecución el treinta (30) de abril de Reseña Histórica 3

Datos Básicos del Contrato de Concesión 4

Fuente: 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 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". Localización Geográfica 5

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: Fuente: 6

Unidades de Negocio Generación Transmisión Comercialización + + 7

Unidades de Negocio Generación Transmisión Comercialización + + 8

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 MB Mirrlees Blackstone cada una con una capacidad aproximada de KW  6 unidades marca E.M.D. que generan KW  8 unidades Diesel que aportan Kilovatios  2 unidades MAN cada una con una capacidad aproximada de 14.3 KW En la Central de Bahía Garret en Providencia, existen tres unidades EMD que totalizan una capacidad instalada de KW y una unidad Cummins de 750 KW. 9

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 11

Unidades de Negocio Generación Transmisión Comercialización

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. Comercialización de Energía 13

Comercialización de Energía La siguiente tabla presenta los principales indicadores de la comercialización de energía para los años 2011 y 2012: 14

Gestión Comercialización de Energía 15

Gestión Comercialización de Energía 16

Gestión Comercialización de Energía 17

18 Proyectos de Inversión Planta de Generación Combustible Fósil

19 Proyectos de Inversión Planta de Generación Combustible Fósil

20 Proyectos de Inversión Planta de Generación Combustible Fósil

21 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. Proyectos de Inversión Planta de Generación RSU

22 Proyectos de Inversión Planta de Generación RSU

23 Proyectos de Inversión Planta de Generación RSU

24 Proyectos de Inversión Planta de Generación RSU

25 Proyectos de Inversión Planta de Generación RSU

26 Proyectos de Inversión Planta de Generación RSU

Donde, Cu n,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 ($/ kWh) IAOM n,m Remuneración de la inversión y de los costos de AOM en generación por nivel de tensión n del Sistema de Distribución y comercialización para el mes m. Valor ofertado por el adjudicatario. Gc m Remuneración de los costos de los combustibles de origen fósil, o de las mezclas obligatorias de éstos con biocombustibles, puestos en el sitio de operación de las plantas del parque de generación, para el mes m. A m Ahorro en los costos de combustible de origen fósil, ya sea por la adecuación de las plantas de generación, por el reemplazo de alguna de éstas o por la sustitución de combustible p n,m Pérdidas de energía en el nivel de tensión n del sistema de distribución para el mes m. Valor ofertado por el adjudicatario. M m Cargo de la actividad monitoreo, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/ kWh) Cu n,m = IAOM n,m + Gc m + A m + M m (1 – p n,m ) 27 Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica Remuneración del Concesionario - Resolución CREG

Donde, PIAOM n 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. IPP m-1 Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes m-1 IPP 0 Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes de noviembre de 2009 IAOM n,m = PIAOM n x IPP m-1 IPP 0 28 Pago por Inversiones, Administración, Operación y Mantenimiento Remuneración del Concesionario - Resolución CREG

Donde, Et m-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) CEC i 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. PC m 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. Ei m-1 Energía total entregada al sistema de distribución por la planta i, en el mes m-1, expresada en kilovatios hora (kWh) nNúmero de plantas que pertenecen al parque de generación y son utilizadas en el mes m Gc m = 1 Et m-1 Σ CEC i x PC m x Ei m-1 n i=1 29 Pago por Combustible Remuneración del Concesionario - Resolución CREG

Donde, Et m-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) CEC i 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. Δ PC m 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. Ei m-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) kNúmero de plantas que fueron adecuadas, reemplazadas o para las cuales se sustituyeron combustibles por otros más económicos A m = 0,5 Et m-1 Σ CEC i x ΔPC m x ei m- 1 k i=1 30 Ahorro en el Costo del Combustible Remuneración del Concesionario - Resolución CREG

Parágrafo 1 – El componente A m 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 ΔPC m el 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 31 Remuneración del Concesionario - Resolución CREG Ahorro en el Costo del Combustible

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. 32 Metodología 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) Aspectos Financieros

33 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 y (ii) el nuevo colegio De acuerdo con lo establecido en los contratos suscritos, se estima que :  La generación en el parque eólico será de Kwh/Año  La generación por la operación de RSU será de 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 $ millones de pesos. Se incluye el PPA suscrito con Jeraneas S.L. para la generación de energía a través del parque eólico. Principales Supuestos

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

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)