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Pequeña Central Hidroeléctrica “Coello”
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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Energy Power Consulting - EPC
Octavio ArbelaezGiraldo
15% 15%
70%
Nelson Bernal Brand
Néstor GutiérrezMejía
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Energy Power Consulting - EPC
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
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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.
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RONTER INC
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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”)
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STRUCTURE BANCA DE INVERSIÓN
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
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STRUCTURE BANCA DE INVERSIÓN
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
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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
STRUCTURE BANCA DE INVERSIÓN
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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
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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
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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
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CARLOS ALBERTO GIRALDOEMDEPA S.A.
JORGE ALBERTO HERNANDEZEMDEPA S.A.
ENELAR ENELAR
Equipo directivo
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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28
Fuente: XM
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
en
e-99
abr-9
9
jul-9
9
oct
-99
en
e-00
abr-0
0
jul-0
0
oct
-00
en
e-01
abr-0
1
jul-0
1
oct
-01
en
e-02
abr-0
2
jul-0
2
oct
-02
en
e-03
abr-0
3
jul-0
3
oct
-03
en
e-04
abr-0
4
jul-0
4
oct
-04
en
e-05
abr-0
5
jul-0
5
oct
-05
en
e-06
abr-0
6
jul-0
6
oct
-06
en
e-07
abr-0
7
jul-0
7
oct
-07
en
e-08
abr-0
8
jul-0
8
oct
-08
en
e-09
abr-0
9
jul-0
9
Historico de precios Colombia (COP/kWh)
Total Spot $/kWh Tot Cont. $/kWh Tot Trans. $/kWh
Precio Energía
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29
Precio Energía
0
50
100
150
200
250
300
350
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
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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
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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
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Localización del Proyecto
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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
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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
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Qm= 10.4 m3/s.
Qm= 10.2 m3/s.
Hidrología
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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Proyecciones financieras – Fuentes y coberturas
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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)
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Proyecciones financieras – Fuentes y coberturas
Fuentes y Coberturas Escenario 2 (DTF = 1.75x IPC)
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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
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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
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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
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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
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Preconstrucción
Construcción
4-6 Meses 15 Meses
Operación y Mantenimiento
Cronograma