Pequeña Central Hidroeléctrica “Coello”. El objetivo de esta presentación es mostrar la...

Pequeña Central Hidroeléctrica “Coello”

El objetivo de esta presentación es mostrar la viabilidad financiera del Proyecto de construcción y operación de una Pequeña Central Hidroeléctrica – “PCH” ubicada en el municipio de Chicoral, Tolima. Este documento se presenta con fines informativos, en relación con el análisis que aquí se describe. Cualquier uso para cualquier otro propósito no está autorizado. Este documento no puede ser copiado o reproducido en todo o en parte, ni distribuido. Ninguna persona está autorizada a dar ninguna información o realizar ninguna declaración sin haber sido autorizado por Structure S.A. Banca de Inversión, o cualquiera de las demás entidades mencionadas en el presente informe. Structure S.A. Banca de Inversión se reserva el derecho de retirar o modificar el documento en cualquier momento. La información contenida en este documento es de carácter confidencial y Structure S.A. Banca de Inversión se reserva el derecho de sustituir, eliminar, precisar, rectificar o modificar cualquier información contenida en este documento.

Aviso Legal

1. Energética S.A. ESP• Composición• Experiencia

2. Empresas Asociadas al Proyecto 3. Equipo Directivo4. Descripción de la Industria5. Actualidad del Mercado6. Proyecto PCH COELLO

• Localización• Aspectos Técnicos

• Hidrología• Cotizaciones de Equipos

• Jurídicos y Regulatorios• Estructura Negocio PCH• Financieros

7. Esquema Fiduciario y Cronograma

Agenda

ENERGETICA S.A. ESP

EMDEPA S.A.

• Jorge Alberto Hernández

• Carlos Alberto Giraldo López

STRUCTURE S.A. BANCA DE INVERSIÓN

ENERGY POWER CONSULTING AND SERVICES CORP.

ANDES INVESTMENT

Energética s.a. esp

MAMONAL INVESTMENT

El equipo de los socios gestores del proyecto, conforma un grupo con todas las credenciales y experiencias en los sectores Energético y Financiero con el fin de garantizar el exitoso desarrollo del proyecto en cada una de sus fases.

Las experiencias del Grupo Gestor y de cada uno de los socios, reflejan la seriedad y el conocimiento para cada tema especifico, entre los que se pueden resumir los siguientes:

• Planeación y Gestión inicial del proyecto• Análisis de viabilidad jurídico, técnico y financiero• Estructuración financiera del proyecto• Consecución de Recursos – Deuda y Capital • Diseño e Ingeniería de detalle de la planta• Construcción de la planta• Operación de la planta• Amplio conocimiento del mercado Energético colombiano

Experiencia







Agenda

Energy Power Consulting - EPC

Energy Power Consulting and Services Corp., es una sociedad domiciliada en Panamá, creada en el mes de noviembre de 2007.Desde su creación ha asesorado a diferentes empresas del sector eléctrico colombiano, a través de contratos de servicios técnicos que le han permitido obtener ingresos por más de COP $ 7.000 Millones.Ha realizado inversiones en las siguientes compañías:

1. Pamplonita Mining Inc.: Accionista Mayoritario de Pamplonita Minning Inc. Ltda, sociedad colombiana titular de varios Títulos de Explotación de Carbón Térmico en el Departamento de Norte de Santander.

2. Cítricos del Quindío S.A.S.: Compañía creada para la adquisición de activos para el desarrollo de cultivos de largo plazo en el Departamento del Quindío.

3. Conenergía S.A E.S.P: Compañía comercializadora de Energía creada en el año de 1.999. Facturación anual promedio de más de COP $ 80.000 Millones


Octavio ArbelaezGiraldo

15% 15%

70%

Nelson Bernal Brand

Néstor GutiérrezMejía


Los Accionistas de EPCs, actualmente forman parte del equipo de alta gerencia, en la empresa Proelectrica & Cia SCA ESP; una empresa generadora de energía eléctrica, de 90 MW, ubicada en la ciudad de Cartagena.

Dentro de los principales logros alcanzados por el equipo directivo de EPCs en el sector eléctrico colombiano, se destacan:

1. Reestructuración financiera de la compañía de Proelectrica & Cia SCA ESP2. Negociación de acuerdos con importantes compañías norteamericanas, obteniendo una disminución de

Costos Operacionales y Financieros.3. Consecución de Recursos con el Sector Financiero Colombiano por más de US$ 14 Millones4. Terminación anticipada y exitosa de un Acuerdo de Reestructuración (Ley 550 de 1999) que se venía

ejecutando desde el año 2003.5. Fusión por absorción entre Proelectrica & Cia SCA ESP y Termomamonal Servicios Técnicos Ltda. Esta

operación incluyó recursos por más de COP $ 5.500 Millones.6. Reestructuración Financiera y Operativa en el año 2007, de la compañía Conenergía S.A E.S.P, que le

permitió obtener Utilidades a la empresa por primera vez desde su creación en el año 19997. En el 2009 se realizó un exitoso proceso de Cesión de Usuarios que generó más de US$ 3,5 Millones de

Ingresos para EPC y Conenergía S.A E.S.P

RONTER INC

Blue Pacific Assets Corp

Mamonal Investment* Otros

Panamá

BVIRonter Inc.

13.04% 13.04% 21.74% 25.22% 23.48% 3.48%

• Mamonal Invetsment Corp.: Constituida por los miembros del equipo directivo de Proelectrica S.A. ESP

Ronter Inc. es una compañia Panameña constituida en noviembre de 2007 para la compra a Latin Power Fund (Conduit Capital Partners LLC) y del 100% de su participación indirecta en Proeléctrica & Cia SCA ESP.

RONTER INC

STRUCTURE BANCA DE INVERSIÓN

STRUCTURE BANCA DE INVERSIÓN es una empresa que dentro de su portafolio cuenta con los servicios de Banca de Inversión.

Las funciones de Banca de Inversión incluyen un amplio portafolio de servicios de finanzas corporativas, que se complementan con la búsqueda de inversionistas y la gestión de consecución de créditos para proyectos en los mercados financieros nacional y extranjero.

Finanzas corporativas:

Ø Consecución de Recursos de Deuda y Capital.Ø Búsqueda de Socios EstratégicosØ Reestructuración de DeudasØ Compra / Venta de CompañíasØ Fusiones EmpresarialesØ Escisiones EmpresarialesØ Valoración de EmpresasØ Análisis del Valor Económico Agregado (“EVA”)


Financiación de Proyectos (“Project Finance”):

Ø Consecución y Selección de Inversionistas y Fuentes de Crédito.Ø Presentación y Evaluación de la Participación de Socios Potenciales (joint ventures).Ø Preparación de los Distintos Modelos Financieros que requiera el Proyecto.Ø Asistencia en el Desarrollo de los Contratos del Proyecto (concesión, fideicomisos, crédito, de emisión, etc.)Ø Elaboración Cuadernillos de Venta o Prospectos para Inversionistas o Prestamistas.

Mercado de Capitales:

Ø Estructuración de Bonos CorporativosØ Titularización de ActivosØ Estructuración de Papeles ComercialesØ Estructuración de Acciones en el Mercado Público de Valores


2010

Estructuración financiera del proyecto Ruta del sol – Sector III

Asesor Financiero

USD 850 millones

2010

Estructuración financiera del Proyecto Ruta de las Américas - Sector I

Estructurador

USD 850 millones

2010

Reestructuración Contrato Autopistas del Café - INCO

Estructurador

USD 250 millones

CONFIDENCIAL

En Reestructuración

Reestructuración Contrato Autopistas del Llano - INCO

Estructurador

USD 75 millones

En Estructuración

Estructuración Plan Departamental de aguas de Cundinamarca

Estructurador

USD 750 millones

En Reestructuración

Reestructuración contrato Desarrollo vial de la sabana

Estructurador

USD 140 millones

En Estructuración

Tren de Cercanías de Bogotá

Estructurador

USD 450 millones

En Estructuración

Estructuración Financiera Operación del Metro de Panamá

Estructurador

2008

Estructuración financiera Concesión Centro - Norte

Estructurador

USD 200 millonesCONFIDENCIAL

2009

Estructuración tarifaria para el desarrollo de SETPC en Ciudades Intermedias.

Estructurador

USD 200 millones

2009

Estructuración Técnica, Legal y Financiera de los 14 corredores arteriales de la competitividad

EstructuradorUSD 1.200 millones

2008

Crédito Sindicado ampliación Línea A y cable Arví

Estructurador

USD 70 millones

2007

Estructuración Financiera concesión de San Andrés y Providencia.

Estructurador

USD 50 millones

2009

Estructuración financiera de la Ruta del sol – Sectores I y II

Asesor Financiero

USD 1.500 millones

2010

Reestructuración de la concesión SACSA – Aeropuerto de Cartagena

Asesor financiero

USD 70 millones

2010

Reestructuración contrato Concesión Panamericana

Estructurador

USD 75 millones


EMDEPA es una Unidad integrada por Empresas del Sector Eléctrico con más de 10 años de experiencia en la Prestación de los Servicios públicos y privados de Energía, Alumbrado público y desarrollo de proyectos Energéticos.La Unidad está conformada por personal altamente calificado en el sector energético presentes en las siguientes empresas.

• Enelar S.A. E.S.P • Energética S.A. E.S.P • Eneralco S.A. E.S.P • Enelar del Plato S.A. • Eneral del Magdalena S.A.

EXPERIENCIA DE PROYECTOS EN EL SECTOR– Construcción, instalación y operación de Rio Calima – 120 MW.– Construcción, instalación y operación de Rio Mayo – 21 MW.– Diseño y supervisión para la construcción de Rio Prado – 51 MW.– Diseño y supervisión de: Florida 2 – 35 MW, Miel 1 - 375 MW, Betania 510 MW, Paraiso 350 MW, La

Guaca – 350 MW, Guavio – 1 600 MW, Fonce 520 MW, Cañaveral 64 MW– Administración, Operación y Mantenimiento para la PCH La Ventana.

EMDEPA







Agenda

HECTOR ULLOA JIMENEZStructure S.A. Banca de Inversión

Abogado Especializado en Finanzas con más de 12 años de experiencia en la dirección y estructuración de proyectos de vinculación de capital privado en infraestructura y servicios públicos. Amplia experiencia en los sectores Energía, Puertos, Aeropuertos, Infraestructura vial y Sistemas de Transporte Masivo.

2006 – Hoy Presidente Structure S.A. Banca de Inversión

2001 – 2006 Vicepresidente Unidad de Banca de Inversión - Compañía de Profesionales de Bolsa

1996 – 2001 Director General Unidad de Banca de Inversión – Nest asesorías Financieras

OCTAVIO ARBELAEZ GIRALDOEPC – PROELECTRICA

Abogado Especializado en Finanzas y Legislación Comercial, con más de 15 años de experiencia en la administración de empresas y con amplio conocimiento del Sector Eléctrico y Energético Colombiano.

6 años CEO – Proelectrica & CIA S.A. ESP

6 años Gerente General – Comercializadora Andina de Energía - Conenergiá

Accionista principal de EPC.

Equipo directivo

CARLOS ALBERTO GIRALDOEMDEPA S.A.

JORGE ALBERTO HERNANDEZEMDEPA S.A.

ENELAR ENELAR

Equipo directivo

NELSON BERNAL BRANDEPC – PROELECTRICA

Profesional en Finanzas y Comercio Exterior, Especialista en Derecho Tributario, con 9 años de experiencia en la Gerencia Financiera y Administrativa de empresas del sector eléctrico.

5 años CFO – Proelectrica & CIA S.A. ESP

5 años Gerente Comercial – Comercializadora Andina de Energia - Conenergiá

Accionista de EPC.

NESTOR GUTIERREZ MEJIAEPC – PROELECTRICA

Ingeniero Geólogo, Especialización en Gerencia de Medio Ambiente, Especialista en Derecho Minero Energético. Gerente General de Conenergía S.A E.S.P hasta el mes de octubre de 2009.

5 años Gerente de Proyectos – Proelectrica & CIA S.A. ESP

3 años Gerente General – Comercializadora Andina de Energia - Conenergiá

5 años Gerente Técnico– Comercializadora Andina de Energia - Conenergiá

Accionista de EPC.

Equipo directivo







Agenda

23

Fuente: UPME

Eólica y Cogeneración

• Eólica: 18.42 MW (0.1%)

• Cogeneración: 24.5 MW (0.2%)

Capacidad Instalada: 13,405.2 MWInterconexiones Internacionales: 621.0 MW

HidráulicaDespachadas Centralmente

• 8,525.0 MW (63.6%)

No despachadas centralmente

(menores)• 462.6 MW (3.5%)

TérmicaDespachadas Centralmente• 3,598.0 MW gas (26.8%)• 700.0 MW carbón (5.2%)

No despachadas centralmente(menores)• 76.65 MW (0.6%)

Capacidad de Generación

24

PLANTAS DESPACHADAS CENTRALMENTE: (RESOLUCIÓN CREG-054 DE 1994) Capacidad Efectiva Neta mayor o igual a 20 MW .

PLANTAS MENORES: (RESOLUCIONES CREG-086 DE 1996 Y 039 DE 2001) Con Capacidad Efectiva Neta entre 10 y 20 MW optan participar en el despacho central. Con Capacidad Efectiva menor a 10 MW, no participan en el despacho central .

INGRESOS DEL GENERADOR

Ventas de energía en contratos de largo plazo – Mercado Mayorista

• Generaciones esperadas• Transacciones financieras• Contratación bilateral

• Venta de energía Mercado Mayorista• Venta de excedentes de corto plazo• Ventas en Bolsa• Ventas por Generación por Seguridad• Ajuste entre agentes comercializadores y generadores• Transacciones centralizadas• Servicio de regulación de frecuencia (AGC)

Clasificación de Generación – Ingresos Operador

25

Fuente: XM

ClientesRegulados

No reguladosComercialización

Compra y venta de energía - Competencia Margen de Comercialización aprobado por la CREG

DistribuciónMonopolio del Servicio, Libre acceso a las redesCargos regulados

TransmisiónMonopolio del ServicioCompetencia a partir de 1999 en la expansión del STNLibre acceso a las redes y cargos regulados

Generación

Competencia Precios libremente acordadosCompetencia en las ofertas de corto plazo

OperaciónAdministración

Los comercializadores trasladan sus costos a los clientes

Transacciones de largo plazo:Contratos Bilaterales

Transacciones de corto plazo:

Bolsa

Estructura del Sector

26

Las redes y equipos que operan a tensiones menores a los 220 kV hacen parte de la actividad de distribución y su principal función es transportar la energía eléctrica hasta el domicilio del usuario final. Estos activos se agrupan en Sistemas de Transmisión Regional (STR – nivel de tensión 4) y en Sistemas de Distribución Local (SDL – nivel de tensión 1, 2 y 3), todos a cargo de empresas denominadas Operadores de Red – OR.

La distribución de Electricidad se clasifica en cuatro grupos:

1. NT 1, < a 1 kV.2. NT 2, >= a 1 kV y < a 30 kV .3. NT 3, >= a 30 kV y < a 57,5 kV. 4. NT 4, >= a 57,5 kV y < a 220 kV.

Fuente: AGOLGEN

Transmisión y distribución







Agenda

28

Fuente: XM

20,00

40,00

60,00

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Historico de precios Colombia (COP/kWh)

Total Spot $/kWh Tot Cont. $/kWh Tot Trans. $/kWh

Precio Energía

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Precio Energía

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01-08-09 01-09-09 01-10-09 01-11-09 01-12-09 01-01-10 01-02-10 01-03-10 01-04-10

Precio en Bolsa Precio Contratos

Precio de Bolsa Agosto 2009 – Abril 2010

30

En diciembre de 2009, el porcentaje de las transacciones realizadas en contratos con respecto a año anterior presento una diferencia de -6 puntos y el porcentaje de las transacciones realizadas en Bolsa presento una diferencia de 5 puntos (115.6% en Contratos y 33.6% en Bolsa). Las transacciones totales superaron a la demanda en un 49.2%.

Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista como porcentaje de la demanda.

Fuente: XM

Transacciones







Agenda

Localización del Proyecto

Sobre el canal de riego Gualanday en Tolima. 3 plantas hidroeléctricas, filo de agua. Total 3.6 MW instalado - 22GWh producción anual. Presupuesto inversión: COP 10 900 millones + CT. Contrato con UsoCoello por 20 años.

Información General

Coello I

PCH.La Ventana

Coello II

Coello III

Hidrología basado en datos diarios de 20 años.

Hidrología evaluada por Hidroestudios S.A. y EMDEPA Consultoría S.A.

Promedio Q captación Rio Coello : 36 m3/s.

Capacidad canal: 24 m3/s.

Promedio Q captación: 14 m3/s.

Promedio “la Ventana”: 13.4 m3/s.

Perdidas: • Canal Jaramillo: 3 m3/s (CI, CII, CIII).• Otras derivaciones entre CI y CII: 0.2 m3/s (CII, CIII).• Canal Serrezuela : 2.1 m3/s (CIII).

Hidrología

Qm= 10.4 m3/s.

Qm= 10.2 m3/s.

Hidrología

Claves Hidrología

Con el equipo chino se espera una eficiencia global de 77.8%.

Caudal de diseño para las tres plantas: 12 m3/s.

Se estima una producción anual de 22 GWh.

Qm= 8.1 m3/s.

COELLO I COELLO II COELLO III

Promedio M3 Capturados 302.781.433 298.993.916 252.071.243 Q Minimo Turbina 1,50 1,50 1,50 Q Maximo Turbina 12 12 12 Prerdidas Totales Q 3,60 3,80 5,90 Q Promedio sim 9,60 9,48 7,99 Q Promedio sim en dias de operación 9,78 9,66 8,24 Altura Neta 12,20 12,80 13,30 Factor de Eficiencia Global de la planta 77,80% 77,80% 77,80%Generación GWh 7,83 8,11 7,11 Dias promedio de producción 6,70 6,70 10,90 Promedio perdida de Agua 36.349.857 33.926.884 14.623.957

Hidrología

Hydroenergi• Noruega - Kaplan• COP 7.680 – 8.320 millones + aranceles ,transporte, y instalación

CDK Blansko• Republica Checa - Kaplan• COP 6.280 millones + aranceles, transporte y instalación.

Hidroturbinas• Colombia/Brazil - Kaplan• COP 7.000 millones + aranceles, transporte terrestre Colombia, y instalación.

CAMC• China - Kaplan• COP 2.856 millones + aranceles, transporte y instalación.

HidroChina Zhongnan• China Kaplan• COP 2.400 millones+ aranceles.

Cotizaciones de Equipo

CAMC y HidroChina Zhongnan reconocidas empresas Chinas.

CAMC es exportador de maquinaria, mientras HidroChina Zhongnan es fabricante de equipos.

El proveedor fabricante de equipo de CAMC ha entregado mas de 3 000 equipos para 2.000 mil plantas.

CAMC y el proveedor tienen ISO 20001.

CAMC ha ofrecido una carta de crédito de Bank of China sobre un porcentaje del valor del equipo como garantía.

La gerencia de EMDEPA visito a CAMC - fabricante de turbinas y conoció plantas operando en China.

Se realizará «debida diligencia» sobre el proveedor final.

Habrá un inspector en la fabrica durante la producción y las pruebas del equipo.

Cotizaciones de Equipo

Tipo de permiso/contrato StatusConcesión de «Uso de Agua» Se operara bajo la concesión de UsoCoello. No se paga tarifa

por «uso de agua».

Licencia ambiental No se requiere. Estudio de manejo ambiental que fue aprobado por Cortolima.

Contrato UsoCoello (administrador del distrito de riego)

Contrato para la ejecución del proyecto por 20 años, incluyendo los predios necesarios para desarrollo del proyecto. Se paga 3% de los ingresos a UsoCoello y se definirá un porcentaje de los utilidades para la conservación de Rio Coello.

Aprobación de Incoder Incoder es el dueño del distrito de riego y aprobó el proyecto y el contrato entre UsoCoello y Energética.

Contratos y Permisos

Tipo de permiso/contrato Status

Concepto de viabilidad de Enertolima (dueño de red)

En junio 2008 Enertolima aprobó el concepto de viabilidad. La vigencia se venció en 2009 y se requiere renovar el concepto.

Inscripción en la UPME El proyecto esta inscrito en la UPME.

Aprobación de punto de conexión – UPME Con el concepto de viabilidad presentado por Enertolima, se cuenta con un plazo de un año para construir.

Licencia ambiental/PMA líneas de conexión. Cortolima comunicó que no se requiere licencia ambiental dado que el proyecto esta adentro de los predios de UsoCoello y que son líneas de 34.5 KV.

Permiso de construcción Municipio de Espinal

Contratos y Permisos

Estructura Negocio PCH

Socios

Aportes Equity

Comercializador

BancosDeuda

Energética S.A. ESP

Cesión Derechos contratos Largo Plazo

Patrimonio Autónomo Desembolso Deuda

AOM – Servicio de la Deuda

El siguiente cuadro presenta las necesidades de financiación del proyecto, las fuentes de recursos para financiar dichas necesidades y los usos correspondientes.

En el escenario base proyectado la DTF se proyectó como 1.5 veces la inflación del periodo.

La Inflación se proyectó al 3.5% anual.

Necesidades Financiación

Inicio Proyecto 01-Ene-10 Capital 3.810.402.036 CAPEX 11.133.446.421 Inversión 01-Ago-10 Deuda 5.891.387.715 Capital de Trabajo 1.568.343.330 Operación 01-Ene-12 Leasing 3.000.000.000 Duracion (meses) 17 Total fuentes 12.701.789.751 Total Usos 12.701.789.751

TIR - Inversionista 20,36% % Deuda 70% Plazo 8 Tasa Deuda DTF + 6 % Periodo de Gracia 2 Precio Venta kWh 2010 125 Producción Anual GWh 22.075.200

Tiempos Proyecto Resumen financiero

Indicadores Principales Variables

Proyecciones financieras - P&G

COPP&G 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Ingresos OperacionalesIngresos Operacionales - - 2.955.938.265 3.059.396.104 3.166.474.968 3.277.301.592 3.392.007.148

Total Ingresos Operacionales - - 2.955.938.265 3.059.396.104 3.166.474.968 3.277.301.592 3.392.007.148

Crecimiento (%) 3,5% 3,5% 3,5% 3,5%OPEX

OPEX - - 498.221.558 527.180.994 521.670.490 537.826.750 1.049.774.739 Total OPEX - - 498.221.558 527.180.994 521.670.490 537.826.750 1.049.774.739

Crecimiento (%) 5,8% (1,0%) 3,1% 95,2%EBITDA - - 2.457.716.707 2.532.215.110 2.644.804.478 2.739.474.841 2.342.232.409 M argen EBITDA 83,15% 82,77% 83,53% 83,59% 69,05%Gastos No Operacionales

DepreciationsAmortizations - - 406.672.321 406.672.321 406.672.321 406.672.321 406.672.321

Total Gastos No Operacionales - - 406.672.321 406.672.321 406.672.321 406.672.321 406.672.321 EBIT - - 2.051.044.386 2.125.542.789 2.238.132.157 2.332.802.520 1.935.560.088 Total Ingresos - Egresos No Operacionales

Ingresos No OperacionalesRendimientos Financieros - 1.204.387 3.741.154 14.157.335 26.437.374 23.152.420 26.715.703

Egresos No OperacionalesFinacieros 271.174.169 938.341.027 1.181.336.068 1.124.545.897 1.027.295.706 930.045.516 832.795.325

Total Ingresos - Egresos No Operacionales (271.174.169) (937.136.641) (1.177.594.915) (1.110.388.562) (1.000.858.332) (906.893.095) (806.079.621) Utilidad (Perdida) antes de Impuestos (271.174.169) (937.136.641) 873.449.472 1.015.154.227 1.237.273.825 1.425.909.425 1.129.480.466 Impuestos - 11.155.854 26.770.488 207.175.692 448.517.804 629.607.235 408.060.744 Utilidad Neta (271.174.169) (948.292.495) 846.678.983 807.978.535 788.756.020 796.302.190 721.419.723

Proyecciones financieras - P&G

COPP&G 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Ingresos OperacionalesIngresos Operacionales 3.510.727.398 3.633.602.857 3.760.778.957 3.892.406.220 4.028.640.438 4.169.642.853

Total Ingresos Operacionales 3.510.727.398 3.633.602.857 3.760.778.957 3.892.406.220 4.028.640.438 4.169.642.853

Crecimiento (%) 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5%OPEX

OPEX 566.264.885 582.716.341 593.802.247 608.165.302 1.188.032.229 635.661.469 Total OPEX 566.264.885 582.716.341 593.802.247 608.165.302 1.188.032.229 635.661.469

Crecimiento (%) (46,1%) 2,9% 1,9% 2,4% 95,3% (46,5%)EBITDA 2.944.462.513 3.050.886.515 3.166.976.709 3.284.240.918 2.840.608.209 3.533.981.384 M argen EBITDA 83,87% 83,96% 84,21% 84,38% 70,51% 84,76%Gastos No Operacionales

DepreciationsAmortizations 406.672.321 406.672.321 406.672.321 406.672.321 406.672.321 406.672.321

Total Gastos No Operacionales 406.672.321 406.672.321 406.672.321 406.672.321 406.672.321 406.672.321 EBIT 2.537.790.192 2.644.214.194 2.760.304.388 2.877.568.597 2.433.935.888 3.127.309.063 Total Ingresos - Egresos No Operacionales

Ingresos No OperacionalesRendimientos Financieros 29.048.982 13.193.333 9.217.472 10.851.522 13.484.597 17.141.359

Egresos No OperacionalesFinacieros 735.545.134 654.860.019 631.200.000 648.000.000 221.600.000 -

Total Ingresos - Egresos No Operacionales (706.496.152) (641.666.686) (621.982.528) (637.148.478) (208.115.403) 17.141.359 Utilidad (Perdida) antes de Impuestos 1.831.294.039 2.002.547.508 2.138.321.860 2.240.420.120 2.225.820.485 3.144.450.421 Impuestos 714.341.410 693.502.605 813.559.759 767.009.050 731.627.787 1.048.972.917 Utilidad Neta 1.116.952.629 1.309.044.903 1.324.762.101 1.473.411.070 1.494.192.698 2.095.477.504

Proyecciones financieras - FCT

COP2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Flujo de Caja Inicial - 111.174.169 316.386.244 1.301.594.851 1.719.819.353 1.322.995.436 1.730.227.820 Ingresos

Ingresos Operacionales - - 2.955.938.265 3.059.396.104 3.166.474.968 3.277.301.592 3.392.007.148 Cuentas por Cobrar - - - - - - - Ingresos No Operacionales - 1.204.387 3.741.154 14.157.335 26.437.374 23.152.420 26.715.703 Deuda 1.702.543.991 4.158.445.356 - - - - - Aportes Equity 1.090.704.308 2.706.449.819 - - - - -

Total Ingresos 2.793.248.299 6.977.273.731 3.276.065.663 4.375.148.290 4.912.731.695 4.623.449.448 5.148.950.671

Crecimiento (%) 12,3% (5,9%) 11,4% 1,0%Egresos de Tesoreria

OPEX - - 498.221.558 527.180.994 521.670.490 537.826.750 1.049.774.739 Proveedores - - - - - - - Cuentas por Pagar - - - - - - - CAPEX 2.410.899.961 5.722.546.460 - - - - - Imporenta por pagar - - 11.155.854 26.770.488 207.175.692 448.517.804 629.607.235

Total Egresos de Tesoreria 2.410.899.961 5.722.546.460 509.377.412 553.951.482 728.846.182 986.344.555 1.679.381.974

Crecimiento (%) 31,6% 35,3% 70,3% (42,0%)CFADS 382.348.338 1.254.727.272 2.766.688.251 3.821.196.808 4.183.885.513 3.637.104.894 3.469.568.698

Amortizaciones Ob. Financieras - - 283.757.332 976.831.558 976.831.558 976.831.558 976.831.558 Intereses Obligaciones Financieras 271.174.169 938.341.027 1.181.336.068 1.124.545.897 1.027.295.706 930.045.516 832.795.325

Total Servicio de la Deuda 271.174.169 938.341.027 1.465.093.400 2.101.377.455 2.004.127.264 1.906.877.073 1.809.626.883 CFADS/Servicio de la Deuda 1,41 1,34 1,89 1,82 2,09 1,91 1,92

Flujo Disponible para Dividendos 111.174.169 316.386.244 1.301.594.851 1.719.819.353 2.179.758.249 1.730.227.820 1.659.941.815 Dividendos - - - - 856.762.812 - - Flujo de Caja Acumulado 111.174.169 316.386.244 1.301.594.851 1.719.819.353 1.322.995.436 1.730.227.820 1.659.941.815

Proyecciones financieras - FCT

COP2017 2018 2019 2020 2021 2022

Flujo de Caja Inicial 1.659.941.815 753.904.762 526.712.687 713.461.279 827.635.540 1.131.376.882 Ingresos

Ingresos Operacionales 3.510.727.398 3.633.602.857 3.760.778.957 3.892.406.220 4.028.640.438 4.169.642.853 Cuentas por Cobrar - - - - - - Ingresos No Operacionales 29.048.982 13.193.333 9.217.472 10.851.522 13.484.597 17.141.359 Deuda - - - - - - Aportes Equity - - - - - -

Total Ingresos 5.199.718.194 4.400.700.952 4.296.709.115 4.616.719.021 4.869.760.575 5.318.161.094

Crecimiento (%) (15,4%) (2,4%) 7,4% 5,5% 9,2% 19,6%Egresos de Tesoreria

OPEX 566.264.885 582.716.341 593.802.247 608.165.302 1.188.032.229 635.661.469 Proveedores - - - - - - Cuentas por Pagar - - - - - - CAPEX - - - - - - Imporenta por pagar 408.060.744 714.341.410 693.502.605 813.559.759 767.009.050 731.627.787

Total Egresos de Tesoreria 974.325.629 1.297.057.751 1.287.304.852 1.421.725.061 1.955.041.279 1.367.289.256

Crecimiento (%) 33,1% (0,8%) 10,4% 37,5% (30,1%) 24,4%CFADS 4.225.392.566 3.103.643.201 3.009.404.263 3.194.993.960 2.914.719.297 3.950.871.837

Amortizaciones Ob. Financieras 976.831.558 693.074.226 - - - - Intereses Obligaciones Financieras 735.545.134 654.860.019 631.200.000 648.000.000 221.600.000 -

Total Servicio de la Deuda 1.712.376.692 1.347.934.245 631.200.000 648.000.000 221.600.000 - CFADS/Servicio de la Deuda 2,47 2,30 4,77 4,93 13,15 -

Flujo Disponible para Dividendos 2.513.015.874 1.755.708.955 2.378.204.263 2.546.993.960 2.693.119.297 3.950.871.837 Dividendos 1.759.111.112 1.228.996.269 1.664.742.984 1.719.358.420 1.561.742.415 1.935.356.977 Flujo de Caja Acumulado 753.904.762 526.712.687 713.461.279 827.635.540 1.131.376.882 2.015.514.860

Proyecciones financieras – Fuentes y coberturas

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

(3,000,000,000)

(2,000,000,000)

(1,000,000,000)

-

1,000,000,000

2,000,000,000

3,000,000,000

4,000,000,000

5,000,000,000

6,000,000,000

-5.00

-4.00

-3.00

-2.00

-1.00

-

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

-

1.41 1.33

1.82 1.74 2.01

1.87 1.88 2.40 2.27

4.74 4.93

Obligaciones Financieras Aportes de Capital CFADS Servicio de la deuda Cobertura SD

Fuentes y Coberturas Escenario Base (DTF = 1.5x IPC)

Proyecciones financieras – Fuentes y coberturas

Fuentes y Coberturas Escenario 2 (DTF = 1.75x IPC)

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

(3,000,000,000)

(2,000,000,000)

(1,000,000,000)

-

1,000,000,000

2,000,000,000

3,000,000,000

4,000,000,000

5,000,000,000

6,000,000,000

-5.00

-4.00

-3.00

-2.00

-1.00

-

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

-

1.41 1.33

1.82 1.74 2.01

1.87 1.88 2.40 2.27

4.74 4.93

Obligaciones Financieras Aportes de Capital CFADS Servicio de la deuda Cobertura SD







Agenda

Esquema Fiduciario

Preconstrucción

Construcción

Operación y MantenimientoConstitución Patrimonio Autónomo * Primer Desembolso

* Segundo Desembolso

• Carta de Intención• Seguro ALOP

• Intereses• Comisión Fiduciaria• Amortizaciones

Iniciales

Constitución Fondo de Reserva

Equity (30%)

Deuda (70%)Portafolio de Garantías

– Fondo de Reserva1. PPA 2. Opción3. Spot- Mercado XM

FONDO DE RESERVA TERMINA DESPUES DE LA PRIMERA AMORTIZACIÓN

Portafolio de Garantías – Fondo de Reserva

1. PPA Contrato de venta de energía en firme, Se compromete un porcentaje de la producción mediante un contrato a un plazo determinado con las siguientes posibilidades:

• Cobertura de Intereses• Cobertura de Amortizaciones• Cobertura Servicio de la deuda completo

Dado que el Servicio de la deuda disminuye progresivamente desde el cuarto (4), la garantía se comportaría de igual forma para acceder al “Upside” del mercado.

2. OPCIÓNContrato para compra futura de energía con las siguientes condiciones:

• Se establece una prima de $/Kwh y un techo $/Kwh• Si el techo > Precio de Bolsa => Precio de Venta (Ingreso) = Techo + Prima • Si el techo < Precio de Bolsa => Precio de Venta (Ingreso) = Prima

3. Spot- Mercado XM

Preconstrucción

Construcción

4-6 Meses 15 Meses

Operación y Mantenimiento

Cronograma

Pequeña Central Hidroeléctrica “Coello”. El objetivo de esta presentación es mostrar la...

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