Empresa de Energía de Bogotá: Crecimiento fundamental Inicio de Cobertura I Utilities Noviembre 2016

Transcripción

1 Inicio de Cobertura Empresa de Energía de Bogotá: Crecimiento fundamental La Empresa de Energía de Bogotá (BVC: EEB CB) es la casa matriz del Grupo Empresa de Energía de Bogotá, compañía holding de servicios públicos, controlada por el Distrito de Bogotá y con más de 100 años de experiencia en el sector energético regional. Su participación integral en toda la cadena energética, esto es, Transporte y Distribución de Gas Natural y Generación, Transmisión, Comercialización y Distribución de Energía Eléctrica a través de sus más de 16 compañías (6 controladas y 10 participadas), le permite a EEB consolidar un portafolio diversificado de negocios regulados con ingresos estables (alrededor de 81%), posicionándose como una de las compañías de servicios públicos líderes en la región. Iniciamos la cobertura de la Empresa de Energía de Bogotá con un precio objetivo cierre 2017 de COP 2,096 y recomendación de Comprar representando un potencial de valorización de 14.8% respecto al precio actual (29 de noviembre de 2016). Nuestra valoración se sustenta en un Modelo de Suma de Partes que incluye tanto la valoración independiente a través de la metodología de Flujo de Caja Libre Descontado (FCD) de las filiales TGI, Cálidda, Codensa y Emgesa, como la valoración de los activos del Negocio de Transmisión y el uso de Múltiplos de Valoración, Valor en Libros y Precios de Mercado para las participaciones de las compañías restantes dentro del portafolio de inversiones. Vemos a EEB como un vehículo de inversión atractivo, que ofrece al inversionista una exposición integral al negocio de la energía, tanto a nivel local como regional, soportado en sólidos fundamentales. El robusto desempeño financiero y operacional, de los activos controlados y no controlados de la compañía, soportan nuestra recomendación de COMPRAR. Estabilidad financiera: La participación de EEB en actividades reguladas como la transmisión y distribución de electricidad, el transporte y la distribución de gas natural; junto con la presencia de la compañía en la actividad de generación de energía eléctrica, garantiza una generación estable de ingresos, esto que suma al mantenimiento de elevados niveles de eficiencia operativa. Integración vertical y diversificación por país: Como casa matriz del Grupo, EEB ofrece exposición a toda la cadena energética desde la generación, transporte, distribución y comercialización de electricidad, así como transporte y distribución de gas natural en Colombia, Perú, Guatemala y Brasil. Bajo una estructura de servicios públicos integrada, la compañía ha diversificado su operación por sectores energéticos y países. Participación en proyectos eléctricos a nivel local y regional: A través de la operación de su negocio de transmisión, esperamos que la compañía participe activamente en el desarrollo de proyectos greenfield en Colombia como Proyecto Chivor II Norte, Bacatá y Líneas, Proyecto Cartagena Bolivar, etc., para lo cual planea invertir alrededor de USD 750 mm. Adicionalmente está el proyecto PET de Trecsa (Guatemala) que termina en 2017, y la participación en concesiones en Perù, a través de CTM. Crecimiento esperado en Perú: Para 2018, de acuerdo con el guidance de Cálidda, se espera pasar de 250 mil a 630 mil clientes residenciales conectados, de 506 a 585 clientes industriales y acumular 285 estaciones de gas natural vehicular. Hacia los próximos años, la meta es conectar a un millón de clientes para 2020 y el 70% de la población total de Perú en En cuanto a Contugás, si bien actualmente busca crecer vía clientes residenciales, tiene la infraestructura dispuesta para atender a clientes industriales. Payout: Además de lograr una rentabilidad superior al mercado en el largo plazo, el payout promedio de los últimos 4 años supera el 80%, y el dividend yield de 4.01% es uno de los más atractivos del COL- CAP. Flotante: Sin tener en cuenta a los inversionistas institucionales que no mueven sus posiciones, el flotante de EEB pasa de 20.16% a 3.84%, y esto le quita atractivo a la acción. Creemos que la venta del 20% de participación por parte del Distrito de Bogotá va a contribuir a incrementar el número de accionistas minoritarios. Sin embargo, nuestra tesis de inversión también incorpora fuentes de riesgo que deberían considerarse al momento de tomar decisiones de inversión en la especie. En ese sentido, los riesgos y limitantes que podrían opacar la generación de valor de la compañía se resumen en: Revisión tarifaria: Dado que más del 80% de los ingresos de la holding provienen de negocios regulados, las revisiones tarifarias que adelanta el regulador en Colombia se constituyen para EEB en una fuente de riesgo y podrían afectar las cifras financieras de la compañía a través de una menor generación de ingresos especialmente en TGI. Gobierno Corporativo: la acción puede registrar una elevada volatilidad y alejarse de su valor fundamental, a partir de eventos de ruido político, y la elevada rotación de la Junta Directiva y la Alta Gerencia de la compañía. Revisión de la Estrategia Corporativa: La decisión de vender participaciones sin control sobre empresas de elevada calidad y reconocimiento como Promigas (e Isa, sobre la cual tiene una participación menor), resultará en un mayor escrutinio en relación a la capacidad de generación de valor de las nuevas inversiones. Valoración Vs Mercado: El precio objetivo de 2,096 para el cierre de 2017, es el resultado de nuestro modelo de Suma de Partes. Utilizando dicho modelo, el precio teórico de la acción al cierre de 2016 es COP 1,965. Cuadro 1: Información de la Especie (BVC: EEB CB) Fuente: Bloomberg Fuente: Bloomberg CONTENIDO Andrés Duarte Pérez Director de Renta Variable Corficolombiana andres.duarte@corficolombiana.com ext Le agradecemos a Manuela Echavarría Cuartas por su participación en este trabajo. Pág. Descripción de la Compañía... 5 EEB COMPRAR Precio Acción Ult. Cierre 1,825 Precio Objetivo 2,096 Potencial +14.8% 52 Semanas Max 1, Semanas Min 1,650 Retorno YTD 5.8% Retorno 12m 7.1% Retorno QTD -2.9% Dividend Yield 4.1% Capitalización Bursátil (mm USD) 5,679 Capitalización Bursátil (Bn COP) 16.7 Flotante (%) * 20.2% Volumen Prom. 12m (mm COP) 981 Gráfica 1: Comportamiento de la Especie (BVC: EEB CB) Base 100 = Dic COLCAP EEB 55 dic.-13 jun.-14 dic.-14 jun.-15 dic.-15 jun.-16 Los Negocios de EEB Nueva Estrategia Corporativa Valoración. 16 Análisis del Sector Energético: Anexo Regulación vigente y esperada: Anexo * Flotante al 1%, de acuerdo con la información de Deceval al 30 de septiembre. 1

2 2016e EV/EBITDA Empresa de Energía de Bogotá: Crecimiento fundamental GRUPO EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ Utilities Recomendación: COMPRAR Precio Objetivo 2017 (COP): 2,096 Precio Cierre 28/11/2016 (COP): 1,825 Potencial Valorización: +14.8% Cuadro 2: Perfil de la Compañía El Grupo Empresa de Energía de Bogotá es una compañía de servicios públicos con participación integral en las cadenas de Gas Natural (sin E&P*) y de Electricidad, con presencia en Colombia, Perú, Guatemala y Brasil. Mas del 90% del EBITDA total del Grupo es generado a partir de sus operaciones locales tanto en Transporte de Gas Natural (TGI, 45%) como en Generación (Emgesa, 16%), Transmisión (EEB, 6%) y Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica (Codensa, 9%). Fuente: EEB. * Exploración y Producción Gráfica 2: Composición accionaria de EEB Corficolombiana; 3.56% Ecopetrol; 0.90% AFPs; 16.40% Inversionistas Retail; 2.80% Total acciones: 9,181,177,017 Fuente: EEB. Datos a Junio de 2016 Tabla 1: Junta Directiva Junta Directiva Cargo Actual Año Beatriz Arbeláez Secretaria Hacienda 2016 Alberto Gutiérrez Presidente Titulizadora Col Gisele Manrique Secretaria Privada del Distrito 2016 Jaime Ruiz Llano Presidente Colvivienda 2016 Margarita Rehnein VP. Sanford Management 2016 Carlos Sandoval VP. Estructuración FDN 2016 Antonio Núñez Nuñez Rincón Abogados 2016 Rafael Herz ACP 2016 Gustavo Ramírez VP. Inversiones Corficol Fuente: EEB. Datos a Junio de 2016 Bogotá D.C; 76.30% Tabla 3: Estado de Pérdidas y Ganancias Año e 2017e 2018e Ingresos (COP Bn) IFRS IFRS IFRS IFRS IFRS Transmisión de Electricidad 124, , , , ,247 Distribución de Electricidad 316, , ,444 * 394, ,356 Transporte de Gas Natural 946,752 1,215,232 1,288,435 1,323,912 1,365,407 Distribución de Gas Natural 1,211,193 1,649,413 1,890,408 2,476,780 2,678,022 Total Ingresos 2,598,216 3,419,610 3,828,391 4,620,719 5,030,031 Var.% 31.61% 11.95% 20.70% 8.86% Resultado de las actividades operacionales 696,551 1,070,860 1,112,609 1,394,933 1,490,164 Margen Operacional 26.81% 31.32% 29.06% 30.19% 29.63% Método de Participación 998,394 1,161,771 1,353,484 1,423,120 1,468,559 Utilidad Neta 857,793 1,060,467 1,225,584 1,456,089 1,597,669 Margen Neto 33.01% 31.01% 32.01% 31.51% 31.76% EBITDA 2,572,071 1,807,667 ** 2,906,812 2,975,502 3,529,134 Margen EBITDA 98.99% 52.86% 75.93% 64.39% 70.16% Fuente: EEB. * A partir de 3T16 dejó de presentarse el rubro, debido a la fusión entre Codensa, Decsa y EEC. ** Afectado por anticipo de dividendos.. Tabla 4: Balance General (COP Bn) Año e 2017e 2018e Activo Corriente 3,239,153 2,148,365 2,405,181 2,902,960 3,160,110 Activo No Correinte 16,750,547 21,686,994 23,966,527 24,316,288 25,530,777 Total Activo 19,989,700 23,835,359 26,371,708 27,219,248 28,690,887 Pasivo Corriente 1,949,348 1,743,446 1,846,304 1,880,730 1,902,856 Pasivo No Corriente 9,055,827 11,478,294 12,304,209 11,722,781 12,146,970 Patrimonio 8,984,525 10,613,619 12,221,195 13,615,737 14,641,060 Total Pasivo+Patrimonio 19,989,700 23,835,359 26,371,708 27,219,248 28,690,887 Tabla 5: Flujo de Caja Libre (COP Bn) Año e 2017e 2018e EBITDA 2,572,071 1,807,667 2,906,812 2,975,502 3,529,134 (-) Taxes (390,568) (507,657) (572,365) (680,014) (746,134) (+/-) Var. Capital de Trabajo 796,397 (138,562) (417,018) (211,521) (-) CAPEX (1,195,791) (953,903) (1,463,355) * (1,284,780) (933,280) FCL 985,712 1,142, , ,690 1,638,199 * Puede diferirse unja parte a 2017 y 2018 Tabla 6: Métricas de Endeudamiento Año e 2017e 2018e Obligaciones Financieras (COP Bn) 7,239,089 8,914,862 9,914,862 10,648,382 11,825,855 DN/Patrimonio (x) EBITDA/Intereses (x) DN/EBITDA (x) Tabla 7: Métricas relevantes Año e 2017e 2018e Precio de Referencia* 1,700 1,720 1,820 2,096 2,096 P/B (x) DY (%) EPS (COP/acción) P/E (x) EV/EBITDA (x) FCF Yield (%) ROE (%) ROIC (%) * Precio vigente al cierre del informe (2016), y precio objetivo (Valoración por suma de partes) Tabla 2: Management Ejecutivo Cargo Año Astrid Álvarez H. Presidente 2016 Felipe Castilla C. VP. Financiero 2013 Ernesto Moreno R.. VP. Transmisión 1997 Lina Toro P. VP. Gestión Humana 2016 Leonardo Garnica E. VP. Inversiones 2016 Diana Vivas M. VP. Jurídica y de Regulación 2016 Rafael Salamanca Relación con Inversionistas 2012 Fuente: EEB. Datos a Junio de 2016 Fuente: EEB Gráfica 3: EBITDA por segmento Promigas; Decsa/EEC; 4% 2% Gas Natural; 2% EEB Transmisión, Trecsa & EEBIS Gtmala; 6% Codensa; 9% Cálidda, Contugas & EEBIS PE; 14.0% ISA, REP & CTM; 1% Otros; 1% Emgesa; 16.0% TGI; 45% Fuente: EEB Gráfica 4: Múltiplos Comparables Enersis Chile Enersis Americas ISA EEB Colbun TRN REE Alliant e P/E 2

3 Tabla de contenido I. Pesos y contrapesos de la inversión en una acción defensiva.4 II. Empresa de Energía de Bogotá III. El Negocio de EEB: compañías clave dentro de la valoración..8 IV. Nueva Estrategia Corporativa V. Valoración...16 VI. Factores de Valorización/Desvalorización VII. Múltiplos VIII. ANEXOS ANEXO I. Marco Regulatorio ANEXO II. Análisis del Sector Energético en Colombia ANEXO III. Gobierno Corporativo ANEXO IV. Regulación Vigente y Esperada ANEXO V. Fenómeno del Niño y regulación relacionada ANEXO VI. Proyecciones Macroeconómicas ANEXO VII. Glosario de términos, factores de conversión, siglas y fuentes 3

4 I. Pesos y Contrapesos La acción de EEB cumple con todas las condiciones esperadas de una acción defensiva: tiene medidas de volatilidad y riesgo sistémico (no diversificable, medido por el beta) bajos, su rentabilidad es históricamente mayor a la del mercado (retornos logarítmicos anualizados), y tiene una repartición de dividendos elevada en relación a su precio de mercado (dividend yield). En un país en vías de desarrollo como Colombia -y en los países de la región-, el sector de energía y gas natural es defensivo, en la medida en que se esperan crecimientos regulares de largo plazo en la demanda energética, con algo de independencia respecto al desempeño del resto de la economía. Los ingresos de la holding son mayoritariamente regulados (~81%) por lo que es posible tener una relativa certeza respecto al desempeño futuro de la compañía. Adicionalmente, la mayor parte de las actividades de su negocio se encuentran dolarizadas (transporte de gas y transmisión de electricidad en Colombia, distribución de gas en Perú), lo que representa una cobertura de flujo de caja frente a la devaluación. Por otra parte, sumada a la participación transversal del Grupo en los sectores de gas natural (transporte y distribución) y energía eléctrica (generación, trasmisión y distribución), la compañía adelanta varios proyectos de los que se espera un crecimiento financiero y operacional importante para los próximos años, dentro de los que se destacan los correspondientes a transmisión de energía eléctrica en Guatemala, Brasil y Colombia, y la distribución de gas en Perú. Adicionalmente, a través de su participación en Emgesa y Codensa, empresas de consistente desempeño financiero, EEB cuenta con una fuente estable de dividendos, y se expone además a los futuros proyectos de generación de energía renovable no convencional. En términos de métricas de endeudamiento y a pesar de que la deuda consolidada del Grupo se encuentra denominada casi totalmente en USD (96.89%), resaltamos que los indicadores crediticios de la compañía han mejorado con un indicador Deuda Neta/EBITDA consolidado ajustado que ha disminuido desde 3.27x en 3T15 a 2.63x en 2T16 (el covenant se activa en 4.5x) y un EBITDA consolidado ajustado/intereses que igualmente viene en aumento. Esto, deja a la compañía en una cómoda posición para incrementar su deuda consolidada en el mercado local y/o explorar nuevas oportunidades de crecimiento en la región sin presionar las razones de endeudamiento. Ahora bien, la acción ha superado pruebas importantes como la reciente desinversión de la participación de Ecopetrol que pasó de 6.87% a 0.94%, y que además de no implicar desvalorizaciones en la cotización de la acción como esperaba el mercado, mejoró tanto la capitalización bursátil ajustada (flotante) de la compañía como la liquidez de la acción. En ese sentido, en la canasta del índice COLCAP que aplicó de agosto a octubre, la compañía incrementó su participación de 3.80% a 4.36% (en la canasta actual, EEB pesa 4.45%). Adicionalmente desde el 2015, los inversionistas extranjeros han sido compradores netos de la acción, con un promedio de compra mensual de USD 457 mm, periodo durante el cual, la participación de los fondos de pensiones pasó de 8.29% a 15.13%. En línea con lo anterior, Aunque vemos el valor fundamental de la acción considerablemente por encima de los niveles actuales, hay factores que evitan una mayor valorización de la acción de EEB: i) la situación de incertidumbre en los mercados emergentes, tras la elección de Trump, si bien la acción presenta un bajo Beta respecto al COLCAP; ii) la baja liquidez de la acción debido a que el flotante ajustado (sin las participaciones que no se mueven de las AFPs y Corficolombiana) asciende apenas a 3.84%, iii) la revisión regulatoria en curso que se espera impacte negativamente los negocios de transporte de gas natural y transmisión y distribución de energía eléctrica; y iv) la desconfianza que ha llegado a generar el gobierno corporativo de la empresa, factores suficientemente relevantes como para limitar valorizaciones en la especie a pesar de los sólidos resultados financieros que presenta la compañía y las perspectivas favorables a futuro. La mejora en los anteriores factores a su vez impactarían positivamente a la acción. Sobre la estrategia corporativa recientemente publicada por EEB, destacamos que las enajenaciones (15.6% de Promigas, 1.67% de Isa, 0.11% de Banco Popular, y % de Grupo Nutresa), van a implicar una entrada de COP 1.2 Bn, que puede utilizarse para la realización de inversiones en donde suponemos que la holding buscará influencia o control. Por otro lado, consideramos positivo el interés de Bogotá por enajenar parte de su participación accionaria (20%), en la medida en que se incrementaría el flotante y la liquidez de la acción. En este documento de inicio de cobertura, explicaremos en detalle estos puntos. En cuanto a la cotización de la acción, esperamos valorizaciones reducidas pero constantes, mientras que, a nivel de expectativas de resultados financieros, esperamos un favorable desempeño operacional de cada una de las unidades de negocio de la compañía. Beta ene./13 abr./13 jul./13 Gráfica 5: Beta de EEB y COLCAP oct./13 ene./14 BETA EEB abr./14 jul./14 oct./14 5% 5% 4% 4% 3% 3% 2% 2% 1% 1% 0% Gráfica 6: Retorno anual EEB y COLCAP vs. Yield de EEB Gráfica 7 : Perfil de Inversión (Compañías Controladas) ene./15 abr./15 jul./15 oct./15 ene./16 abr./16 jul./16 Participación de EEB en COLCAP (der.) Fuente: Bloomberg. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana 50% 40% 30% 20% 10% 0% -10% -20% -30% -40% -50% ene./13 nov./13 sep./14 jul./15 may./16 Fuente: EEB Ret anual EEB Yield EEB (der.) Gráfica 8: Perfil de Endeudamiento Ret anual COLCAP Yield COLCAP (der.) Fuente: Bloomberg. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana USD mm e 2017e 2018e 2019e 2020e Electricidad Colombia Electricidad Exterior Gas Natural Colombia Gas Natural Exterior M&A Electricidad M&A Gas Natural 1.6x 1.5x 2.3x 4.5x 2.1x 3.0x 2.4x 3.3x 3.2x 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 3Q15 4Q15 1Q16 2Q % 7% 6% 5% 4% 3% 2% 2.6 Deuda Neta/EBITDA Ajustado Covenant Fuente: EEB 4

5 % Empresa de Energía de Bogotá: Crecimiento fundamental II. Empresa de Energía de Bogotá II.a. Descripción de la compañía El Grupo Empresa de Energía de Bogotá es una multinacional líder del sector energético y uno de los grupos empresariales mas importantes de Colombia. EEB declara su objetivo de generar valor por medio de la gestión sostenible y rentable de sus negocios, bajo un esquema de inversión diferenciado de la siguiente manera: i) adecuada operación y control de empresas como TGI, Cálidda y el negocio de Transmisión; ii) consolidación de asociaciones fuertes para la gestión de algunas compañías en el núcleo del negocio, como el Grupo Enel e ISA; iii) mantenimiento de un portafolio de inversión diversificado de participaciones sin control en el sector energético, mediante el cual logra completar una exposición transversal en la totalidad de las cadenas de la energía eléctrica y el gas natural (sin E&P) y iv) y búsqueda de nuevas oportunidades de inversión. El principal accionista de EEB es la ciudad de Bogotá con una participación del 76.28%. Por su parte, las Administradoras de Fondos de Pensiones se posicionan como el segundo mayor inversionista con una participación de 16.41% seguidos por Corficolombiana, entidad que mantiene una participación de 3.56%. El restante, se encuentra en manos de personas naturales y otros inversionistas por lo que el flotante teórico estimado se ubica alrededor del 20.16%. Sin considerar la participación de los Fondos de Pensiones, ni Corficolombiana, el flotante real se ubica en 3.84%. Creada en 1896 con el objeto de proveer servicios de generación y transporte de energía eléctrica en Bogotá inicialmente, la historia de la compañía se compone de una serie de adquisiciones y transformaciones para alcanzar su consolidación como Grupo Energético cuando en 1959, la ciudad de Bogotá adquirió el total de las acciones de la empresa. Hasta ese año, EEB había desarrollado buena parte de su plan de expansión lo que le permitió, en sus primeros 63 años, tener seis unidades hidráulicas y concluir la construcción de la represa de El Muña, en ese entonces su principal fuente de generación de energía eléctrica. Posteriormente, durante 1997, se realiza un proceso de profunda transformación que incluyó la separación de las líneas de negocio mediante la capitalización con recursos internacionales de la compañía. De esta forma, se constituyó en asociación con el Grupo Enel, Codensa para las actividades de distribución de energía eléctrica y Emgesa para las correspondientes a generación y comercialización, con una participación no controlante de EEB del 51.50% en cada compañía. Por su parte, la actividad de transmisión continuó siendo ejercida directamente por la EEB. Posteriormente, en 2002 EEB realizó su vinculación como accionista, con una participación del 40%, a la Red de Energía del Perú (REP), la empresa de transmisión mas grande en ese país. Ya en el 2005, EEB incursionó en el segmento de transporte de gas natural, con la adquisición del 72% de Transcogas, empresa responsable del transporte de gas natural hacia Bogotá y su área de influencia y en el 2006 se asoció con ISA para adquirir la empresa Consorcio Transmantaro (CTM), compañía que actualmente junto con REP e ISA Perú, operan cerca del 63% del sistema de transmisión eléctrica a través de una red de mas de 9,000 km de líneas que recorren 20 regiones de ese país. Ese mismo año EEB resultó adjudicataria en el proceso de enajenación los activos de la Empresa Colombiana de Gas (Ecogas), en ese entonces la compañía transportadora de gas más grande en el país y que posteriormente pasaría a constituir la Transportadora de Gas Internacional (TGI). Tabla 8: Estructura del Grupo Compañía Actividad Derechos de Voto Fuente: EEB 25% 20% 15% 10% 5% 0% Gráfica 9: Evolución del flotante 5.00% 3.90% 3.26% 8.30% 9.30% 10.03% Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana 2.80% 16.40% 1T13 1T14 1T15 1T16 AFPs Derechos Económicos Inversionistas Retail País TGI Gas 99.97% 99.97% Colombia Cálidda Gas 60.00% 66.26% Perú Contugas Gas 67.76% % Perú TRECSA Energía 95.29% 95.29% Guatemala EBBIS Perú Ingeniería % % Perú EEBIS Ingeniería % % Guatemala Emgesa Energía 43.60% 51.50% Colombia Codensa Energía 42.80% 51.50% Colombia Gas Natural Gas 25.00% 25.00% Colombia Promigas Gas 15.64% 15.64% Colombia EMSA Energía 16.20% 16.20% Colombia REP Energía 40.00% 40.00% Perú CTM Energía 40.00% 40.00% Perú ISA Energía 1.67% 1.67% Colombia GOIAS Energía 51.00% 51.00% Brasil MGE Energía 51.00% 51.00% Brasil TER Energía 51.00% 51.00% Brasil TSP Energía 51.00% 51.00% Brasil Gráfica 10: Presencia de EEB Gráfica 11: Participación en Brasil Fuente: EEB Fuente: EEB 5

6 Hacia 2008 y 2009, la compañía fue beneficiaria de la construcción y operación de los gasoductos regionales de ICA en Perú así como del proyecto de transmisión eléctrica mas importante en Guatemala (PET ), implicando la construcción de más de 850 km de red que fortalecerá la conexión de nuevos proyectos de generación en ese país así como de usuarios industriales, comerciales y residenciales al sistema. Así mismo, EEB adquirió el control de la Empresa de Energía de Cundinamarca (EEC) a través de la Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca (DECSA), en alianza con Codensa. Para el 2010, Transcogas y TGI se fusionaron y se llega a un acuerdo para capitalizar la nueva compañía mediante la vinculación de un inversionista privado, con aportes de USD 400 mm. Mas adelante, en 2011 EEB adquiere el 60% de Gas Natural de Lima y el Callao (Cálidda) en Perú y el 15.60% de Promigas, la segunda transportadora de gas natural y la primera distribuidora de gas de Colombia. Finalmente, las transacciones mas recientes de la compañía incluyen, la readquisición del 31.92% de TGI en y en el 2015 la adquisición de una participación del 51% en cuatro concesiones de transmisión de energía eléctrica en Brasil: Transenergia Renovável, Transenergia SaoPaulo, Goiás Transmissáo y MGE Transmissáo. El importe de la operación alcanzó USD mm y le permitió a EEB a través de GEBRAS (vehículo de inversión de las concesiones) tener como socio estratégico a Furnas, empresa de economía mixta que mantiene 17 centrales hidroeléctricas, 2 unidades térmicas y 65 subestaciones en ese país. II.b. Estructura de la compañía: integración vertical y diversificación por país La exitosa exposición de EEB a la mayor parte de la cadena de gas y la totalidad de la cadena eléctrica en Colombia, junto con una importante presencia regional, son el resultado de la gestión del portafolio de inversiones en la que se evidencia gran versatilidad en la utilización de esquemas de inversión diferenciados de acuerdo con las circunstancias y naturaleza específicas de cada uno de sus negocios y que incluyen participaciones con y sin control en compañías filiales y participadas a nivel local y regional. Los resultados obtenidos bajo los diferentes esquemas han sido más que satisfactorios, destacándose de manera especial aquellos negocios que le han permitido afianzar socios estratégicos de primer nivel como el Grupo ENEL y más recientemente los obtenidos bajo la operación y control directo de empresas como TGI y Cálidda. Fuente: EEB. * Compañías controladas. **Recientemente fusionada con EMSA de la que EEB tenía el 16.20% Tabla 9: Participación en empresas por país y actividad Como casa matriz del grupo, EEB tiene a su cargo el manejo de todo el portafolio accionario así como la operación directa del negocio de transmisión de energía eléctrica, en el que se ubica como el tercer mayor transportador de energía en Colombia. En términos del portafolio de inversiones, se destaca una estructura diferenciada en compañías controladas o filiales, aquellas respecto a las cuales EEB ha declarado una situación de control técnica, comercial y financiera y compañías caracterizadas como participadas, respecto a las cuales EEB posee participación accionaria (relevante o minoritaria) sin declaración de control. Bajo este contexto, iniciamos resaltando aquellas participaciones sobre las que EEB ejerce un control directo. En relación al segmento de transmisión eléctrica se encuentra la Transportadora de Centroamérica (TRECSA; participación de EEB del 95.30%), compañía que actualmente construye el proyecto de infraestructura eléctrica más grande en Guatemala y GEBRAS (100%), vehículo de participación accionaria a través del cual EEB adquirió el 51% de la participación en cuatro concesiones de transmisión de electricidad en Brasil. Así mismo, respecto al segmento de distribución de electricidad, controla en Colombia la Empresa de Energía de Cundinamarca (EEC; 51%), por medio de la Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca (DECSA) 2. Por su parte y dentro del portafolio de EEB relacionado con el gas natural, EEB controla la mayor transportadora del país, TGI (99.97%) y en Perú a las filiales Contugas (100%), empresa dedicada a la comercialización y distribución de gas natural en el departamento de Ica y a Cálidda (66% directo), empresa que posee la concesión por 30 años para la distribución de gas natural en Lima y la Provincia Constitucional del Callao. Compañía Energía Eléctrica Generación Transmisión Distribución Capacidad Instalada (MW) Tabla 10: Posición de mercado de EEB (Energía Eléctrica) % Total Compañía Red (km) % Total SIN Compañía Usuarios Part. Mercado % EPM 3, % ISA 11, % Codensa 2,817, % Emgesa 3, % EPM 2, % EPM 2,086, % Isagén 2, % EEB 1, % Electricaribe 2,041, % Gecelca 1, % Electricaribe 1, % ZF Celsia 627, % Celsia 1, % ZF Celsia 1, % EMSA 280, % AES Chivor 1, % Codensa 1, % EEC 250, % Otros 2, % Otros 7, % Otros 5,042, % Total 16, % Total SIN 25, % Total 13,147, % Fuente: UPME, SIU Energía Eléctrica Gas Natural Generación Transmisión Distribución Transporte Distribución Colombia Emgesa EEB* ISA Codensa** TGI* Promigas Gas Natural Part.% 51.50% 100% 1.70% 51.50% 99.97% 15.60% 25% Perú REP CTM Contugas* Cálidda* Part.% 40% 40% 100% 66% Guatemala TRECSA* Part.% 95.30% Brasil GOIÁS MGE TER TSP Part.% 51% 51% 51% 51% 6

7 Frente a la exposición de EEB en empresas participadas o sin declaración de control dentro del sector eléctrico se destaca la participación, en asociación con ENEL, en la generadora Emgesa y la distribuidora Codensa, compañías en las que la holding mantiene la mayoría accionaria con una participación del 51.50% en cada una mientras que ENEL es el operador estratégico. De igual manera detenta en Perú, en asociación con ISA en calidad de operador, una participación en el segmento de transmisión de electricidad a través de Consorcio Transmantaro (CTM; 40%) y Red de Energía del Perú (REP; 40%). Participa además, con una inversión del 16.20% en la Electrificadora del Meta (EMSA), compañía que distribuye y comercializa energía eléctrica en el departamento del Meta y su área de influencia y en menor escala, a través de participaciones minoritarias, en Isagen (2.52%) 3 e ISA (1.66%) 4 ambas participaciones actualmente sujetas a procesos de desinversión por parte de EEB. Por su parte, la empresa completa su exposición al segmento de transporte y distribución de gas natural en Colombia a través de su inversión en las participadas Promigas (15.60%) y Gas Natural Fenosa (25%). Como complemento a las inversiones en los negocios del sector energético, se destaca la participación en un 100% de la compañía en empresas de servicios complementarios y de asesoría e ingeniería en Guatemala a través de sus filiales EEB Ingeniería y Servicios (EBBIS 5 ). Así mismo, EEB participa en Energy, filial que le permite acceder directamente al mercado reasegurador con el objeto de optimizar costos y coberturas de los seguros de las filiales del Grupo. II.c. Presencia en la cadena energética y participación de mercado La generación de caja de sus compañías controladas y no controladas, la estabilidad de las fuentes de ingreso y el conocimiento sectorial de EEB le ha permitido consolidar una operación geográficamente diversificada, apoyada en altas participaciones de mercado en cada uno de los mercados y regiones en los que la holding opera, mientras se mantiene en la búsqueda de nuevas oportunidades de inversión.. EEB participa del la actividad de generación de energía eléctrica a través de Emgesa, empresa que participa de alrededor del 20% de la capacidad instalada del Colombia (16,436 MW). La empresa participó en la segunda OPA de Isagén, vendiéndole su participación al fondo de infraestructura Brookfield. Por su parte, a través de la operación de su negocio de transmisión, EEB es la tercera transportadora de energía, y tiene actualmente una participación minoritaria en ISA (en venta). En las líneas de distribución y comercialización, Codensa es la mayor distribuidora del país con una participación de mercado a nivel nacional del 21% mientras que la EEC y EMSA se ubican respectivamente entre las compañías mas importantes en sus regiones de operación tanto en participación de mercado como en ingresos. En el ámbito internacional, REP es la empresa líder en transmisión de energía eléctrica en Perú y es la empresa gestora de CTM. Conjuntamente, son los mayores operadores del sistema de transmisión de energía del Perú con una participación de mercado del 58% del total de líneas medidas en kilómetros. Por su parte, TRECSA es la compañía líder en transmisión de energía eléctrica en Guatemala desde Así mismo, Furnas, operador y socio estratégico de los recientemente adquiridos activos de transmisión en Brasil, es filial de Eletrobras compañía líder en el sector de generación y transmisión de energía eléctrica en ese país. Respecto a gas natural, TGI es la transportadora mas grande del país tanto por extensión de sus redes de gasoductos como en volúmenes transportados, con una participación de mercado nacional del 54%. Promigas es la segunda mayor transportadora y la distribuidora mas grande de gas natural en Colombia seguida de Gas Natural Fenosa, empresas que conjuntamente poseen cerca del 72% de la participación de mercado en términos de distribución de este combustible. Finalmente en Perú, Cálidda y Contugas son las compañías lideres en distribución de gas natural, manteniendo una participación de mercado del 100% (número de usuarios). Tabla 11: Posición de mercado de EEB (Gas Natural) Gas Natural Transporte Compañía Red (km) % Red Nacional Distribución Volúmenes Transportados (mmpcd) % Total Compañía Usuarios Part. Mercado % TGI 3,957 51% % Promigas 2,952, % Promigas 2,900 37% % Gas Natural 2,636, % Otros * % % Otros * 2,156, % Total 7, % % Total 7,744, % Fuente: Promigas, EEB * La mayor parte de otros corresponde a Promigas. 7

8 III. El Negocio de EEB: compañías clave dentro de la valoración Definida la estructura de la compañía, describimos a continuación las empresas más importantes en términos de aporte al EBITDA ajustado por dividendos de EEB. Incluimos las subsidiarias TGI, Cálidda, Emgesa, el negocio de Transmisión y Codensa, compañías que abarcan más del 80% del EBITDA total de EEB, que en 2015 fue de COP 2.41 Bn (36% vía dividendos y 64% en EBITDA operacional). Para los próximos años, esperamos que el aporte de estas compañías al EBITDA de la holding continúe incrementando, principalmente a partir del sostenido crecimiento en el número de clientes de Cálidda en Perú, el desarrollo de proyectos greenfield en transmisión eléctrica tanto en Colombia como en Guatemala, la posible ampliación de la red de gasoductos de TGI en el país y en menor medida, la participación de Emgesa en proyectos futuros de energía renovable no convencional así como la plena operación del proyecto hidroeléctrico Quimbo. En línea con estos objetivos, la apuesta de crecimiento evidenciada se concentra en los negocios e inversiones en las que ejerce la operación y control directo. Esta estrategia continuará representando un mayor EBITDA operacional para EEB a partir de la adquisición de TGI en el 2007 Así mismo, potenciales riesgos derivados de la revisión regulatoria en curso para los negocios de transmisión de energía eléctrica y transporte y distribución de gas natural en Colombia, el impacto que sobre el negocio de generación tiene la consolidación del Fenómeno de El Niño, así como un débil desempeño macroeconómico en las regiones de operación de la compañía, podrían limitar el potencial de crecimiento futuro de la misma. III.a. Transporte de Gas Natural: TGI El segmento y su remuneración Esta actividad, consiste en el transporte de gas natural a alta presión desde los campos de exploración y producción (E&P) hasta la entrada de los centros de consumo y ciudades (puerta de ciudad o citygates) y grandes consumidores como las generadoras termoeléctricas. Al conjunto de tuberías por donde se transporta este combustible se le denomina Sistema Nacional de Transporte (STN). Actualmente, la Red Nacional de Gasoductos en Colombia (~7,684 km) está conformada por dos subsistemas claramente definidos por su propiedad, operación así como su funcionamiento. De un lado se encuentra el subsistema de la Costa Atlántica el cual pertenece a Promigas. Así mismo, está el subsistema que comprende las líneas del interior, en el que participan el restante de empresas transportadoras como Transmetano, Transoccidente, Transoriente y TGI de manera especial, conectando a La Guajira en el norte de la costa Caribe, con el sur, oriente y occidente del país, atendiendo a cerca del 70% de la población colombiana. En términos de remuneración, el esquema tarifario vigente para el transporte de gas en Colombia divide la tarifa a los usuarios en una parte que reconoce las inversiones y los costos y gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM). La porción que reconoce las inversiones está indexada al USD y se ajusta anualmente con el IPP Equipos de Capital de EEUU y se paga en COP a la tasa de cambio vigente de final de cada mes mientras que la porción que reconoce los AOM, está definida en pesos y es indexada anualmente con el IPC colombiano. La remuneración final se paga de acuerdo con proporción entre costos fijos y variables. En primer lugar, los cargos por capacidad o cargos fijos obligan al transportador a mantener una capacidad de transporte disponible para el momento en que el cliente lo requiera. Aquí, el cliente se compromete a pagar por dicha capacidad independientemente del volumen transportado. Por el contrario, la remuneración de los cargos variables implica que el cliente solo paga lo efectivamente transportado. Participación de EEB y proyectos EEB está expuesta al segmento de transporte de gas natural en Colombia a través de su participación en TGI, compañía líder en el sector tanto en términos de infraestructura con la red de gasoductos más grande el país (3,957 km, 51% de la red nacional) como en términos de volúmenes transportados (51% de market share al 2T15). Sus contratos tienen un promedio de vida remanente de 10 años, y están pactados bajo una pareja de cargos 90% fijos o pague lo contratado (no dependen del volumen transportado) y 10% variables o pague lo consumido. En ese sentido, los ingresos de TGI son altamente predecibles, con aproximadamente el 96% de estos sujetos a tarifas reguladas, actualizadas por lo menos cada 5 años y garantizando un flujo de caja estable y tasas de remuneración de capital atractivas 6. Actualmente, TGI es el activo que mayor EBITDA genera a EEB, representando cerca del 45% del EBITDA consolidado de la holding. A pesar de que la ubicación de los gasoductos actuales le proyectan a TGI un potencial de crecimiento, la revisión de las metodologías remuneratorias que adelanta la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) que incluye la revisión de la valoración de la base remuneratoria de activos, junto con una reducción de la tasa de retorno vigente (WACC) actualmente no se han planteado modificaciones a la forma como son reconocidos los gastos por AOM Esta actualización regulatoria va a impactar negativamente en los resultados de TGI. COP Bn Gráfica 12: EBITDA Ajustado por Dividendos % 81% T16 Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana 2T16 Últimos 12 meses Dividendos Fuente: Promigas, Ecopetrol EBITDA Operacional Gráfica 13: Red de gasoductos Tabla 12: Indicadores Operacionales TGI Estadísticas Operativas 2T16 2T15 Capacidad Total (mmpc/d) Capacidad Contratada en Firme (mmpc/d) Volumen Transportado (mmpc/d) Disponibilidad (%) 100% 100% Factor de uso (%) 61.3% 66.2% Longitud Gasoductos (km) 3,957 3,957 Demanda de Gas Natural (GBTU/d) 1,040 1,103.8 Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Tabla 13: Indicadores Financieros TGI (COP mm) Ingresos 702, , ,752 1,215,232 Var.% 12.04% 24.54% 8.24% 28.36% EBITDA 526, , , ,702 Var.% 9.38% 27.99% 11.83% 32.47% Margen 75.00% 77.08% 79.63% 82.18% Utilidad Neta 247, , , ,766 Margen 35.27% 14.87% 15.31% 10.51% CAPEX 322,873 63,967 86,510 91,794 Deuda Neta 1,266, ,400 1,583,874 2,735,740 DN/EBITDA 2.41x 1.46x 2.10x 2.74x Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana % 8

9 Respecto a proyectos de expansión, actualmente la compañía adelanta las siguientes ampliaciones: Cusiana Fase III: mejoramiento de la capacidad de compresión de la tubería en el tramo Cusiana Vasconia mediante la puesta en funcionamiento de tres nuevas unidades de compresión de gas natural, resultando en un aumento de 20 millones de pies cúbicos/día (mmpcd) en capacidad. La inversión total es de USD 31 mm, el avance del proyecto es del 72% y la entrada en operación estimada es en el 3T16 (a noviembre, aún no había entrado a operar). Gráfica 14: Grupos Colombianos en la Distribución en Perú Cusiana Apiay Ocoa: ampliación de la capacidad de la tubería de transporte de Cusiana Apiay en 32 mmpcd y la de Apiay Ocoa en 7.7 mmpcd. Abastecerá la demanda de gas de los generadores térmicos y el consumo residencial e industrial. La inversión total asciende a USD 48 mm e iniciará operación a partir del 4T17. Armenia Loop: aumento de la capacidad de transporte por 2.2 mmpcd mediante la construcción de una línea paralela de 37.5 km. La inversión total asciende a USD 24 mm, el avance actual es del 29% y el inicio de operaciones se espera en 4T17. Cusiana Fase IV: incremento de la capacidad de los sistemas Cusiana y Puerto Guillermo Vasconia, en 43 mmcpd y 17 mmcpd respectivamente. La inversión asciende a USD 78 mm y finaliza en 3T17 para Puente Guillermo Vasconia y 4T18 para Cusiana Vasconia. III.b. Distribución de Gas Natural: Cálidda El segmento y su remuneración Aunque en primera instancia el enfoque de la compañía se encamina hacia el desarrollo de la actividad de distribución en Perú, incluimos en este aparte una descripción de la remuneración del segmento en Colombia teniendo en cuenta la exposición de EEB a la actividad a través de su partición en Gas Natural Fenosa y Promigas, las compañías más relevantes en términos de participación de mercado y usuarios conectados en Colombia. Adicionalmente, el estado de la regulación en Perú es aún incipiente, enfocado en la inversión en nueva capacidad -situación que ha sabido aprovechar EEB- de manera tal que la regulación en Colombia podría servir de referencia para la regulación peruana en el futuro. Esta actividad corresponde a la distribución de gas combustible a través de redes de gasoductos desde las estaciones ubicadas a la entrada de las ciudades o citygates hasta las conexiones de los usuarios. En Colombia esta actividad es ejercida por cerca de 20 agentes, atendiendo 624 poblaciones con 7.6 mm de usuarios conectados 7, el 98% distribuidos en el sector residencial, el 1.8% en el sector comercial y el 0.2% en el sector industrial. Por su parte, en Perú, la masificación de este combustible se circunscribe a algunos distritos de su capital Lima y recientemente al departamento de Ica donde se ha hecho posible la convergencia de factores que facilitan las conversiones domiciliarias y comerciales al gas natural que a 2015 totalizaron cerca de 330 mil usuarios conectados. Respecto a la remuneración de esta actividad en Perú, actualmente el mercado de gas natural en ese país tiene un carácter regulado, similar al caso colombiano. En ese sentido, la distribución del gas natural es un servicio público regulado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Por una parte, el MEM establece el marco legal normativo en el que se tiene que desarrollar la distribución del gas natural mientras que el OSINERGMIN vela por el cumplimiento del marco regulatorio y de las normas técnicas, comerciales y ambientales así como la especificación de las tarifas aplicables. Así, la regulación en ese país garantiza una tasa de remuneración al capital de 12%. Esto soporta el hecho de que no exista riesgo de demanda dado que las tarifas se fijan respecto a una proyección de 4 años y se ajustan cada 2 dependiendo de la demanda real observada y en ese sentido, los ingresos sean estables y previsibles. De forma similar a como se remunera la actividad de transporte, el esquema tarifario vigente para la distribución de gas natural en Colombia divide la tarifa a los usuarios en una parte que reconoce las inversiones y los gastos AOM. Sin embargo, para determinar el cargo de distribución se tiene en cuenta el área de la prestación del servicio a partir del cual se obtiene un cargo promedio que es la suma de las inversiones y gastos AOM, remuneradas a un WACC regulatorio de 14.84% antes de impuestos y dividido sobre la demanda de gas de dicha área de servicio. Los usuarios residenciales pagan de acuerdo a su consumo mientras que para los demás usuarios (industriales, GNV, entre otros), existe una canasta de tarifas diferenciada de acuerdo a su consumo. Participación de EEB y expectativas futuras A través de Cálidda, EEB participa en el segmento de distribución de gas natural peruano. Esta compañía fue incorporada en el 2002 como resultado de la concesión por 30 años prorrogables (renovables cada 10 años hasta un máximo de 60 años) otorgada por el gobierno peruano para diseñar, construir y operar el sistema de distribución de gas natural en el departamento de Lima y la Provincia Constitucional del Callao, Fuente: Promigas, Osinergmin. Clientes Acumulados 400, , , , , , ,000 50,000 0 Gráfica 15: Base de Clientes (Histórico) 34,619 EEB Promigas EEB Promigas-Surtigas Gas Natural Fenosa Departamentos sin concesión 63, , ,129 Fuente: Cálidda. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Tabla 14: Indicadores Operacionales Cálidda Estadísticas Operativas 2T16 2T15 Longitud de la red (km) 6,793 5,246 Clientes Acumulados 395, ,790 Clientes Potenciales* 691, ,465 Volumen vendido (mmpc/d) Fuente: Cálidda. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana *Clientes quienes están localizados en frente de la red de distribución de Cálidda Tabla 15: Indicadores Financieros Cálidda (USD mm) Ingresos Var.% 61.75% 21.53% 24.55% 11.10% 5.61% EBITDA Var.% % 28.87% 11.65% 40.11% 13.97% Margen 14.8% 15.7% % 19.2% Utilidad Neta Margen 8.48% 7.16% 3.63% 6.89% 6.26% CAPEX Deuda Neta DN/EBITDA 2.80x 3x 4.40x 3.50x 3.20x Fuente: Cálidda. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana 254, ,

10 regiones que conjuntamente representan cerca del 30% y 50% de la población total y PIB de ese país. Actualmente, Cálidda tiene presencia residencial en 18 de los 49 distritos de la ciudad de Lima y el Callao y en más de 35 distritos en el segmento industrial y comercial. Su sistema de distribución consta de 6,360 km de tuberías subterráneas con una capacidad actual de 420 mmpcd (desde el citygate Lurín hasta Lima) y su área de concesión cubre alrededor de 22 mil m 2 y 10 mm de personas. La participación de EEB en la empresa es del 60% mientras que el 40% restante es propiedad de Promigas. En ese sentido y si bien el aporte al EBITDA de EEB aún no es importante (14% incluyendo Contugas y EEBIS Perú), vemos a esta compañía como uno de los upsides a futuro de EEB. Para 2018, de acuerdo con el guidance de la empresa, Cálidda espera llegar a tener 630 mil clientes residenciales conectados (actualmente 417 mil), 585 clientes industriales y acumular 285 estaciones de gas natural vehicular. Hacia los próximos años, la meta es conectar a un millón de clientes para 2020 y el 70% de la población total en 2033 (aproximadamente 1.8 millones de clientes o conexiones). Si bien estas cifras son significativas, es importante tener en cuenta que la mayor parte del volumen de gas distribuido por Cálidda es industrial, de forma que un incremento de tres veces en la base de usuarios conectados, solo tendrá efectos marginales sobre la capacidad de distribución futura de la compañía. III.c. Generación de Electricidad: Emgesa El segmento y su remuneración La generación de energía eléctrica consiste en producir electricidad mediante la utilización de diferentes fuentes de energía, como el agua, el gas, el viento, el sol, los combustibles, entre otras. Esta actividad se realiza principalmente a partir de centrales hidráulicas y plantas térmicas. Actualmente en Colombia, gracias al potencial hidrológico del país, entre el 60% y el 80% de la energía se produce con agua y el restante a través de unidades térmicas con gas, carbón y combustibles líquidos, fundamentalmente. Respecto a la remuneración del segmento, el mercado a través del cual se transa toda la energía que se requiere para abastecer la demanda de los usuarios conectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN) se denomina Mercado de Energía Mayorista (MEM). El MEM está conformado por un conjunto de sistemas de intercambio de información entre los generadores, quienes conectan sus plantas o unidades de generación al SIN y los comercializadores y que permite a estos agentes realizar sus transacciones de compra y venta de electricidad tanto de corto como de largo plazo. De esta manera, cualquier generador que ingrese a este mercado puede desarrollar la actividad de generación mediante su participación libre, en cualquiera de las siguientes transacciones o en todas ellas: i. Transacciones horarias en la bolsa de energía; ii. iii. Contratos bilaterales financieros de energía; y Subastas para la asignación de Obligaciones Energía Firme, del Cargo por Confiabilidad, que sustituyó al Cargo por Capacidad en En relación con las transacciones en bolsa de energía, el MEM en Colombia corresponde a un sistema de nodo único en el cual, con base en las ofertas más económicas, son seleccionados los recursos que serán despachados para abastecer la demanda hora a hora. En ese sentido, las ofertas de precio que presenten los generadores que participan en el MEM deben reflejar los costos variables de generación y los costos de oportunidad. Así, el precio del último recurso utilizado para atender la demanda total de energía en cada hora es el que fija el precio al que serán remunerados todos los recursos a esa misma hora y se denomina Precio de Bolsa. Por su parte, los Contratos Bilaterales son compromisos adquiridos por generadores y comercializadores para vender y comprar energía a precios, cantidades y condiciones contractuales negociadas libremente entre los agentes. La función de estos contratos es reducir la exposición a la volatilidad de precios en el mercado de corto plazo del generador y del usuario final. Por último, el esquema de remuneración que permite hacer viable la inversión en recursos de generación eléctrica necesarios para garantizar de manera eficiente la atención de la demanda de energía en especial, bajo condiciones críticas de abastecimiento hídrico, es el Cargo por Confiabilidad. Este esquema, consiste en el pago de una prima asumida por la demanda para que los generadores tengan disponible activos de generación capaces de producir energía durante condiciones de escasez. Para estos propósitos, se subastan entre los generadores Obligaciones de Energía en Firme (OEF) que se requieren para cubrir la demanda del Sistema. El generador al que se le asigna una OEF recibe una remuneración conocida y estable (Cargo por Confiabilidad) durante un plazo determinado (1, 10 o 20 años) y se compromete a entregar determinada cantidad de energía cuando el precio de bolsa supera un umbral previamente establecido por la CREG y denominado Precio de Escasez 8. Sobre este punto resaltamos, que la remuneración que estas plantas reciben en condiciones climatológicas COP/kWh 1,200 1, Gráfica 16: Precio promedio en bolsa niño ene. jun. nov. abr. sep. feb. jul. dic. may. oct. mar. ago. ene. jun. nov. abr. sep. feb. jul. dic. may. oct. mar. Fuente: XM. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Gráfica 17: Portafolio de Generación de Emgesa Fuente: Emgesa 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Ene Feb. Precio Bolsa Precio Contratos Precio de Escasez Capacidad Instalada Bruta: 3,459 MW Gráfica 18: Generación Emgesa (GWh) Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ene. Feb. Mar Hidráulica Térmica Total Gwh (der.) Fuente: XM. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Fuente: Emgesa Gráfica 19: El Quimbo Abr. 1,600 1,400 1,200 1, GWh 10

11 críticas como lo es el fenómeno de El Niño y que es el precio de escasez, puede en ocasiones no ser suficiente para remunerar los costos variables de las plantas. En ese sentido y teniendo en cuenta los efectos del fenómeno de El Niño que acaba de terminar en el país, incluimos a continuación un análisis sobre la efectividad de este mecanismo tanto en lo observado hacia finales del año anterior como hacia futuro, especialmente en espera de Fenómenos de El Niño más acentuados, considerando la exposición de EEB en ese segmento a través de la segunda generadora más importante del país: Emgesa. Como resultado del fenómeno del niño ocurrido durante el cuarto trimestre de 2015 y el primero de 2016, el Gobierno Nacional facultó a la CREG para que adoptara las medidas necesarias para garantizar la continuidad y confiabilidad del sistema en dichas condiciones. Varias de las medidas implícitas en las resoluciones llegaron tarde, o no fueron aprovechadas de manera plena. Participación de EEB y expectativas futuras El activo principal a través del cual EEB está expuesto al segmento de generación de electricidad y el segundo mayor generador de EBITDA (16% del total) de la compañía es Emgesa, una de las empresas más importante del país en términos de capacidad instalada (3,459 MW) representando cerca del 20% del total de la capacidad del SIN y el 22% de la generación eléctrica en Colombia. La empresa es controlada por ENEL de manera indirecta, a través de Enersis Américas y Endesa Américas, las cuales controlan 48.50% del interés económico de la empresa y 56.40% del derecho a voto. Por su parte EEB posee el 51.50% de los derechos económicos y el 43.60% del derecho a voto, lo que la hace el mayor destinatario de los dividendos derivados de la operación de la empresa. Actualmente, el portafolio de generación de la compañía cuenta con la mayor ponderación y diversificación de activos hídricos (87%) a través de 11 plantas hidroeléctricas (2,830 MW) y 2 plantas térmicas (444 MW) ubicadas en 3 cuencas hídricas diferentes, característica que no solo le ha permitido consolidarse como una de las compañías que mejor diversifica su riesgo hidrológico ante temporadas climáticas de sequía sino también mantener los márgenes más competitivos dentro del universo de empresas comparables. En términos de proyectos, recientemente la compañía puso en operación 400MW del proyecto hidroeléctrico el Quimbo, ubicado en el departamento del Huila, a través del cual la generadora incrementó su capacidad instalada en cerca de 13.40%. Su construcción tomo alrededor de 5 años y requirió una inversión de USD 1,231 mm (de USD 837 mm planeados inicialmente). La planta, generará 2,216 GWh/año proporcionando energía en firme hasta 2034 y cubriendo aproximadamente el 5% de la demanda nacional. En ese sentido, el mayor factor de crecimiento de la compañía será la completa incorporación de dicha facilidad, hecho que consideramos debe continuar impactando positivamente los indicadores operacionales y financieros de la compañía hacia los próximos años. Si bien a futuro la compañía no espera emprender otro proyecto de gran envergadura como lo fue el Quimbo, recientemente el presidente de ENEL aseguró que el enfoque de la empresa hacia los próximos años girará en torno a proyectos eólicos y solares para complementar la matriz energética con fuentes de energía no convencionales. En ese sentido, se habla de un portafolio de más de 1,300 MW que se podrán desarrollar en los próximos 5 10 años en la región de la Guajira (región de mayor potencial eólico) y que implicaría una inversión por más de USD 792 mm. Sin embargo, si bien este es un potencial real y cierto, se tienen que dar algunas condiciones fundamentalmente en torno a una interconexión con la Guajira para poder transportar la energía desde este lugar. Sobre este punto y en su última teleconferencia de resultados, EEB informó que junto con su socio Enel, se ha designado un equipo enfocado en el estudio de nuevas oportunidades de expansión en energías renovables no convencionales teniendo en cuenta las subastas de expansión del parque generador que tendrían lugar el próximo año. Tabla 16: Indicadores Operacionales Emgesa Estadísticas Operativas 2T16 2T15 Generación (GWh) 3,719 3,329 Ventas (GWh) 4,986 3,913 Spot (GWh) 1,070 1,337 Contratos (GWh) 3,916 2,576 Capacidad Instalada (MW) 3,469 3,059 Fuente: Emgesa. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Tabla 17: Indicadores Financieros Emgesa COLGAPP NIFF (COP mm) Ingresos 2,397,506 2,614,432 2,639,978 3,268,223 Var.% 11.81% 9.05% n/a 23.80% EBITDA 1,480,584 1,716,845 1,731,036 1,725,666 Var.% 7.33% 15.96% n/a -0.31% Margen 61.76% 65.67% 65.57% 52.80% Ut. Neta 870,143 1,005,534 1,015, ,497 Margen 36.29% 38.46% 38.48% 27.09% CAPEX (Bn) n/a Deuda Neta 2,453,392 2,785,374 2,860,487 3,802,431 DN/EBITDA 1.42x 1.62x 1.65x 2.20x Fuente: Emgesa. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana III.d. Transmisión de electricidad: EEB La transmisión de electricidad comprende la primera parte de la actividad de transporte (siendo la segunda, la distribución) y consiste en el transporte de energía eléctrica desde las centrales de generación hasta los grandes centros de consumo (entrada a las regiones, ciudades o entrega a grandes consumidores), a través de cables que operan a tensiones iguales o superiores a los 220 Kilo Voltios (kv), que permiten llevar grandes cantidades de energía por largas distancias por todo el país. El conjunto de elementos y equipos que conforman el sistema eléctrico se denomina Sistema de Transmisión Nacional (STN). En términos de remuneración, de manera similar al segmento de distribución, la metodología tarifaria en Colombia considera la remuneración de las inversiones y los gastos para la prestación del servicio, así como incentivos positivos o negativos asociados con la eficiencia alcanzada por el transmisor en la ejecución de inversiones y gastos por AOM. En ese sentido, los proyectos son otorgados mediante subasta pública en la cual la empresa adjudicataria tiene un ingreso esperado garantizado por 25 años, ajustado por inflación y pagado en dólares. El esquema de remuneración otorga a las empresas los gastos AOM y un retorno de la inversión respecto a la valoración de los activos a un WACC antes de impuestos del 11.50%. 11

12 Después de ese periodo, los activos pasan a contabilizarse en una nueva categoría denominada activos de uso o existentes, los cuales son remunerados por la metodología de valor de reposición a nuevo. Participación de EEB y expectativas futuras Como casa matriz del Grupo, EEB se dedica al negocio de transmisión, consolidándose como la tercera empresa de transmisión en Colombia, cuya operación aporta alrededor del 6% 10 del EBITDA consolidado de la holding. Para desarrollar esta actividad, la Empresa cuenta con 1,504 km de circuitos a 230 kv activos en 17 subestaciones, robusteciendo la prestación del servicio en los departamentos de Cundinamarca, Bolívar, Meta, Valle del Cauca, Cauca, Huila, Putumayo y Nariño. En términos de proyectos, actualmente EEB está construyendo 12 proyectos de transmisión de 110, 230 y 500 kv, a lo largo del territorio nacional, entre los que se destacan (por su tamaño) los correspondientes a la líneas S/E Norte y Sogamoso (300 km en líneas de 500 kv) y el Refuerzo Suroccidental (405 km de líneas de 500 kv). Para los próximos años, si bien persisten riesgos regulatorios derivados de la revisión tarifaria en curso en la que se adelantan modificaciones respecto al reconocimiento de los gastos AOM y WACC, hay una apuesta importante por parte de la compañía hacia el desarrollo de proyectos greenfield en Colombia a través de los cuales la empresa buscará consolidar una mayor participación de mercado dentro del STN. Así mismo, teniendo en cuenta el último plan de expansión de referencia en transmisión publicado por la UPME, son necesarias obras de expansión en el sistema para la atención confiable y segura de la demanda en el mediano y largo plazo. De esta manera, se plantean obras a nivel de 500 y 230 kv en la Costa Atlántica así como diferentes alternativas para la conexión eólica en la región de la Guajira cuya capacidad instalada podría alcanzar los 3,131 MW y en los EEB podría potencialmente participar. III.e. Distribución de Electricidad: Codensa El segmento y su remuneración La distribución de energía eléctrica consiste en el transporte de electricidad desde el punto donde el Sistema de Transmisión Nacional (STN) la entrega hasta las instalaciones del consumidor final. Se realiza, mediante cables sostenidos por estructuras de menor tamaño que en el STN (niveles de tensión inferiores a 220 kv), los cuales llevan menores cantidades de energía a través de una misma región para luego distribuirlas para el consumo de cada usuario. De esta manera, la distribución de electricidad en Colombia se realiza en diferentes niveles de tensión, los cuales se clasifican en baja, media y alta tensión. Los dos primeros grupos interconectan municipios ubicados dentro de una región o los domicilios ubicados dentro de los municipios y se denominan sistemas de Distribución Local (STL) mientras que el tercer grupo, interconecta las regiones del país y corresponde a los Sistemas de Transmisión Regional (STR). La metodología tarifaria para remunerar la actividad de distribución depende de dichos niveles de tensión. Para los niveles bajo y medio, la CREG determina un cargo máximo unitario que puede cobrar el distribuidor por unidad de energía o Price Cap, mientras que para el nivel de tensión alto se determina un ingreso máximo o Revenue Cap. El cargo máximo para los activos de los niveles de tensión medio y bajo lo determina la CREG a partir del Valor de Reposición a nuevo de los activos (VNR) y la demanda asociada, utilizando un WACC antes de impuestos de 13.90% mientras que para el nivel de tensión alto no se toma en consideración la demanda asociada y se utiliza un WACC del 13% antes de impuestos. De igual manera, se remuneran los gastos AOM necesarios para la prestación del servicio, los cuales dependen además del rendimiento en calidad. Por otra parte, en relación al cobro al usuario final, existe un subsidio cruzado en el que los usuarios de estratos más altos (5 y 6) subsidian a los usuarios de los estratos más bajos (1,2 y 3) en un porcentaje sobre el consumo de subsistencia. Los porcentajes de subsidio son: Estrato 1: 50%, Estrato 2: 40% y Estrato 3: 15%. El estrato 4 no tiene subsidio y a los estratos 5 y 6 se les factura una contribución del 20% sobre el consumo total facturado. Participación de EEB y expectativas futuras El principal activo a través del cual EEB está expuesto a la actividad de distribución, Codensa, es la compañía líder del segmento en Colombia mantenido una participación en el mercado del país superior al 24%. Actualmente, atiende a 2.8 mm de clientes, distribuidos en 103 municipios de Cundinamarca y Bogotá. Cuenta además con más de 41,000 km de redes de media y baja tensión y más de 120 subestaciones extendidas a lo largo de la capital del país y la zona rural del departamento. La empresa es controlada por ENEL de manera indirecta, a través de Enersis Américas y Chilectra, las cuales controlan 48.50% del interés económico de la empresa y 57.10% del derecho a voto. Por su parte EEB posee el 51.50% de los derechos económicos y el 42.80% del derecho a voto, lo que la hace el mayor destinatario de los dividendos derivados de la operación de la empresa. Hacia adelante, los principales generadores de crecimiento se derivarán de la consolidación de la fusión con EEC, operación que le permitirá a Codensa impulsar sinergias y economías de escala contribuyendo a incrementar la confiabilidad y calidad del servicio en el departamento de Cundinamarca. Así mismo, el continuo crecimiento de la demanda de energía a nivel nacional, la puesta en operación de las subestaciones Proyecto UPME Avance IAE (USD mm) Tabla 19: Indicadores Operacionales EEB Estadísticas Operativas 2T16 2T15 Inversiones (COP mm) 20, Disponibilidad Infraestructura (%) 99.86% 99.95% Market share (%) 12.50% 11.00% Tabla 20: Indicadores Financieros EEB (COP mm) Ingresos 104, , , ,717 Var.% 4.78% 0.75% 16.99% 57.59% EBITDA 65,738 49,421 65,166 Var.% 2.24% % 31.86% Margen 62.67% 46.77% 52.71% Utilidad Neta 123,318-19, ,899 CAPEX 191, , ,342 Deuda Neta 1,189,863 1,356,264 1,781,199 DN/EBITDA 18.10x 27.44x 27.33x Inicio Op. Chivor II Norte 53.80% /12/2016 Cartagena Bólivar 44.20% /03/2017 Rio Córdoba 43.20% /11/2016 Armenia 95.04% /08/2016 Tesalia 81.30% /10/2016 S/E Norte 35.80% /09/2017 Refuerzo Suroccidental 14.60% /09/2018 Ecopetrol San Fernando 38.40% /06/2017 Rio Córdoba STR 46.10% /11/2016 La Loma (500 kv) 48.03% /11/2016 La Loma (110 kv) 4.30% /06/2018 Conexión Drummond 20.62% /11/2016 Fuente: EEB Fuente: EEB Fuente: EEB Tabla 18: Avance proyectos EEB Gráfica 21: Sistema de transporte de TRECSA con el PET Fuente: TRECSA 12

13 Norte y Nueva Esperanza, la diversificación de la red a partir de la digitalización de la misma y la materialización de nuevos negocios en energías renovables, favorecerán la generación de ingresos de la empresa. III.f. Participaciones restantes dentro del Portafolio Accionario Colombia: para las compañías colombianas restantes dentro del portafolio accionario incluidas en los segmentos de generación (Isagen), transmisión (ISA) y distribución y comercialización (EMSA y DECSA) de energía eléctrica y, transporte (Promigas) y distribución de gas natural (Promigas y Gas Natural Fenosa), la regulación vigente y la metodología tarifaria para remunerar cada una de sus actividades aplica de igual forma a como se explicó anteriormente en las descripciones de las compañías Emgesa y Codensa y el negocio de Transmisión. Perú: EEB esta expuesto al segmento de transmisión de energía en Perú a través de REP y CTM. En términos de regulación, el sistema en ese país funciona de manera similar a como ocurre en Colombia (subasta pública por un plazo de concesión de 30 años e ingresos ajustados por inflación y pagados en dólares). Las únicas diferencias radican en la tasa WACC (actualmente esta fijada en 12% antes de impuestos y no tienen revisiones tarifarias vigentes) y que luego de concluido el periodo los activos son transferidos sin costo al gobierno. Brasil: las cuatro concesiones adquiridas en Brasil (GOIAS, MGE TSP y TER) se adjudicaron mediante un concurso público en 2008 y 2009, por un periodo de 25 años. Al concluirse este periodo, el contrato de concesión puede extenderse mediante licitación pública. Así mismo, los ingresos son pagados en BRL y la tasa de descuento que remunera la inversión es de 8.30%-9.80% antes de impuestos. Además se realiza una revisión general de los componentes tarifarios de los contratos cada 4 o 5 años. Guatemala: el proyecto PET (Plan de Expansión de Transporte ) fue adjudicado a TRECSA por el Ministerio de Minas y Energía de Guatemala en marzo de 2009 y autorizado en febrero de 2012 para el diseño, construcción, supervisión, operación y mantenimiento de las obras de transmisión que comprenden el desarrollo de 853 km de líneas de transmisión de 230 kv por 50 años, 12 subestaciones nuevas y la ampliación de 12 subestaciones existentes que atraviesan 15 departamentos y mas de 340 centros poblados. Actualmente, el avance general del proyecto es de más del 59% con una inversión acumulada de USD 376 mm e ingresos anuales de USD 32.5 mm. En términos de expectativas futuras, ISA continuará evidenciando un buen desempeño operacional con crecimientos sostenidos en ingresos como resultado de mayores ingresos en las concesiones viales de Chile y convocatorias UPME en Colombia así como por la entrada en operación de nuevos proyectos de inversión y ampliaciones en Perú a través de REP y CTM. Así mismo, DECSA completará la fusión en la que Codensa pretende absorber la operación de la EEC, operación que le permitirá a Codensa ampliar su cobertura a nivel de Cundinamarca alcanzando más de 3 mm de clientes. En Promigas esperamos que proyectos como el gasoducto Jobo-Cartagena (Canacol) y la modernización de la estación Mamonal, la cual integrará los gasoductos de expansión del sistema de transporte de gas de la costa Caribe, entren en operación. Por su parte, Gas Natural continuará expandiendo su red de distribución en Bogotá y su área de influencia, incrementando su participación de mercado. Respecto a Isagen, esperamos que los flujos provenientes de la segunda OPA que adelanta Brookfield destinada a comprar las participaciones de ETB y EEB (aproximadamente COP 1.8 Bn), sean incluidos en los presupuestos de CAPEX operativo de estas compañías. En términos operativos y teniendo en cuenta el fin del fenómeno de El Niño en el 2T16, los resultados financieros de la compañía deberán empezar a mostrar signos de recuperación de la mano de una mayor generación hídrica y la consolidación del fenómeno de La Ñina durante el 4T16 que favorecería este tipo de generación. En Brasil y a pesar de que a primera vista la transacción fue considerada riesgosa (teniendo en cuenta el caso de ISA con CTEEP), lo cierto es que los activos ya se encuentran en operación y el contrato de concesión expira en 25 años, factor que reduce el riesgo de ejecución. En términos financieros, la operación consolidada de estas concesiones tendría un impacto leve en la operación de EEB ya que solo representarían el 3%-3.5% del EBITDA del grupo. Aún así, consideramos que EEB abrió una buena oportunidad para ingresar en un país de la talla de Brasil, hecho que deberá significarle la participación en algún proyecto importante hacia los próximos años teniendo en cuenta que el regulador ha demostrado mucho interés en la participación de compañías privadas en convocatorias que permitan mejorar y ampliar la infraestructura eléctrica del país. Finalmente en TRECSA, esperamos que las obras de expansión entren completamente en operación a partir de Las obras, aumentarán la confiabilidad y mejorarán la calidad del suministro de energía en Guatemala, minimizando la frecuencia y duración de las fallas y potencializando la inversión y ejecución de proyectos de generación y distribución de electricidad. Tabla 21: Indicadores Operacionales Codensa Estadísticas Operativas 2T16 2T15 Número de Clientes 2,909,046 2,821,255 Participación de Mercado % 22.40% 23% Demanda Codensa (GWh) 7,273 7,324 Índice de Pérdidas (%) 7.04% - Fuente: Codensa. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Tabla 22: Indicadores Financieros Codensa COLGAPP NIFF (COP mm) Ingresos 3,212,218 3,435,157 3,443,835 3,711,866 Var.% 2.24% 6.94% n/a 7.78% EBITDA 1,108,179 1,170,377 1,179,943 1,238,636 Var.% 1.58% 5.61% n/a 4.97% Margen 34.50% 34.07% 34.26% 33.37% Utilidad Neta 535, , , ,935 Margen 16.68% 15.62% 15.96% 13.93% CAPEX 280, , , ,343 Deuda Neta 545, , , ,801 D/EBITDA 0.49x 0.50x 0.56x 0.63x Fuente: Codensa. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana GWh 90,000 80,000 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 0 Tabla 23: Indicadores financieros demás participaciones Compañía (COP$ mm) Gráfica 20: Demanda SIN vs. Demanda Codensa Activos Pasivos Equity Ingresos Utilidad Neta TRECSA 1,200, , ,412 37,293 3,507 DECSA 638,879 (386,855) (252,024) 362,874 12,853 Gas Natural 1,220, , ,180 1,994, ,594 Promigas 4,488,620 2,201,974 2,286, , ,774 ISA 28,112,870 16,719,817 11,393,053 5,270, ,768 ISAGEN 8,368,775 4,908,476 3,460,299 2,844, ,381 REP 1,646,207 1,010, , , ,538 CTM Perú 3,415,946 2,295,485 1,120, ,678 68,906 EMSA 580, , , ,094 46,970 GOIAS 719, , , ,001 66,639 MGE 425, , ,781 51,753 (59,523) TER 426, , ,337 89,669 11,017 TSP 213,678 63, ,857 16,880 2, Demanda SIN Demanda comercial Demanda Área CODENSA TAM - GWh Fuente: Codensa. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana

14 IV. Nueva Estrategia Corporativa Gráfica 23: Desinversiones futuras Tabla 24: Resúmen de la nueva estrategia Foco Estratégico Soluciones Energéticas Urbanas Infraestructura energética integral para la demanda de las mega ciudades inteligentes Interconexión para el Desarrollo de Mercados Market maker de gas en Colombia, y la consolidación de una filial Multilatina de Transmisión Generación de Baja emisión Capacidad de incorporar operadores líderes en cada tipo de energía de baja emisión, logrando alta rentabilidad Capacidad Esencial Entendimiento de los diferentes mercados y las necesidades de expansión de las ciudades. Proactividad regulatoria Interconexión de mercados entre fuentes energéticas y grandes usuarios Productividad regulatoria y conocimiento de la demanda energética y la incursión de energías alternativas Fuente: EEB. Gráfica 24: Racional de Inversión Alcance Regional Bogotá, Lima y Meso América y Sureste de Brasil en transmisión eléctrica y eje pacífico Norte de Sur América en gs Colombia y mercados donde se identifican oportunidades en la transición de la matriz energética a renovables Empresas Codensa (51.5%) Gas Natural Fenosa (25%) Emsa (16.2%) Cálidda (66%) Contugás (100%) Energía de Bogotá (100%) TGI (100%) TRECSA (95.3%) GEBRAS (100%) Transmantaro (40%) REP (40%) Emgesa (51%) Fuente: EEB.. Nueva Estrategia Corporativa La holding hoy: A finales de septiembre, EEB anunció su nuevo plan estratégico. El Grupo se va a enfocar en mercados regulados en grandes ejes de consumo, a través de tres grandes grupos estratégicos: Soluciones Energéticas Urbanas, Interconexión para el Desarrollo de Mercados, y Generación de Baja Emisión. Si bien destacamos el éxito que vienen teniendo el Grupo de Energía de Bogotá en diferentes actividades del sector energético, y bajo diferentes estructuras de negocio, el anuncio de este plan reduce las actividades e intereses de la compañía; fortaleciendo ciertas actividades y dejando de lado otras (que resulta en la venta de participaciones), facilitando el establecimiento de expectativas sobre las actividades futuras de la compañía. Objetivo 2025: El plan estratégico lleva implícita una concentración en tipos de negocio exitosos, como las asociaciones en donde EEB no es el operador, como es el caso de Codensa y Emgesa. Adicionalmente, el plan estratégico reconoce el mayor peso relativo logrado por la actividad de distribución de electricidad, e incluye un componente de responsabilidad corporativa, al hacer explícito un objetivo de tipo ambiental. Bogotá y Lima son las grandes áreas metropolitanas atendidas por Soluciones Energéticas Urbanas, soluciones energéticas que incluyen tango gas (Cálidda en Lima) como electricidad (Codensa en Perú). La Interconexión para el Desarrollo de Mercados (cantidades de transmisión de electricidad y transporte de gas), implica la consolidación de los activos de transmisión de electricidad, y la consolidación de TGI. EEB continuará la operación de este grupo estratégico directamente. De acá se desprende la venta de Promigas, cuya fortaleza está en la Costa Atlántica colombiana, empresa con la que EEB compite en diferentes países incluido Colombia. Fuente: EEB. 14

15 Tabla 25: Objetivos de la nueva estrategia Gráfica 25: Altas Solar de Colombia Presencia regional Situación Hoy Objetivo 2015 Colombia Perú Colombia Guatemala Perú Principal transportador y comercializador de energía y gas en MILA Distribución de gas Millones de clientes Distribución de energía Millones de clientes Consolidado Ingreso Billones de COP EBITDA Billones de COP Transmisión de Energía De la transmisión en Colombia % De la transmisión en Brasil % De la transmisión en Guatemala % Generación de energía De la transmisión en Colombia % Transporte de Gas en Colombia Km de Tubería de gas 4,000 4,657 Km mmpcd Transportados 522 1,082 mmpcd Participación en el Mercado 52,2 55 % Distribución de Gas en Perú Clientes 440 1,500 Miles de clientes mmpcd Transportados 465 1,391 mmpcd Participación en el Mercado % Fuente: EEB La Generación de Baja Emisión tiene como objetivo buscar nuevas oportunidades en energías renovables y de baja emisión, liderando la transformación de la matriz energética del país. En ese frente trabaja Emgesa. Creemos que la estrategia anunciada va a darle más dinamismo al crecimiento de EEB, en las actividades y estructuras de negocio que han resultado exitosas para la compañía. Por otro lado, se deben aclarar algunos puntos a nivel de la holding, como por ejemplo cuál va a ser el uso de los importantes recursos provenientes de las participaciones en Promigas e Isa, pues no se puede concluir que se trata de recursos de inversión. El objetivo de la Interconexión para el Desarrollo de Mercados, permiten contar con la estabilidad en el ingreso de TGI, y seguramente un mayor crecimiento en el negocio de transmisión, lo cual seguramente será facilitado por la venta de ISA. Finalmente, dado que el grupo estratégico de Generación de Baja Emisión hace explícito el objetivo de transformar la matriz energética, se puede asumir que se está haciendo referencia a la generación de energía renovable no convencional (pues la generación actual de Emgesa es mayoritariamente hídrica, un tipo de generación renovable y baja en emisiones). En este orden de ideas, se trata de una apuesta de mediano plazo, teniendo en cuenta que el incremento futuro de la capacidad instalada en Colombia se va a dar a través de hidroeléctricas y termoeléctricas como: Gecelca (250 MW programados para entrar este año), TermoNorte (88 MW) en el 2017 e Ituango (1,200 MW) en el Con esto, el país incrementará su capacidad instalada en 10% hasta alcanzar los 17,974 MW instalados a finales de En este orden de ideas, es urgente la implementación de la ley 1715 de 2014, por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional. Lo más importante acá es el mecanismo de generación de precios, que determina la viabilidad de los proyectos. Colombia tiene potencial solar (Gráfica 23), Eólico (Gráfica 24), y por Biomasa. Los recursos disponibles a nivel nacional, como son una irradiación solar promedio de 194 W/m2 para el territorio nacional, vientos localizados de velocidades medias en el orden de 9 m/s (a 80 m de altura para el caso particular del departamento de La Guajira), además del potencial de generación a través de la Biomasa (ver anexo), representan potenciales atractivos comparados con los de países ubicados en otras latitudes del planeta. De acuerdo con diferentes estudios, el potencial de generación del país asciende a 40 GW entre generación eólica y térmica, y más de la tercera parte de ese potencial se encuentra en el Departamento de la Guajira, razón por la cual, es indispensable la conexión de dicho departamento al Sistema Interconectado Nacional. Fuente: UPME * El rojo tiene más potencial, el azul menos Gráfica 24: Atlas Eólico de Colombia Fuente: UPME * El verde claro tiene más potencial, el azul oscuro menos. 15

16 V. Valoración V.a. Resultados Nuestro precio objetivo para el cierre de 2017 de COP 2,096y la recomendación de Comprar, se justifica en un Modelo de Suma de Partes que incluye tanto la valoración a través de la metodología de Flujo de Caja Libre Descontado (FCLD) de las filiales TGI, Cálidda, Codensa y Emgesa, como la valoración de los activos del Negocio de Transmisión y el uso de Múltiplos de Valoración, Valor en Libros y Precios de Mercado para las participaciones de las compañías restantes dentro del portafolio de inversiones de la holding. Adicionalmente, incorporamos la participación de EEB en los cuatro últimos vehículos de transmisión adquiridos en Brasil así como la deuda en cabeza de EEB, y el valor presente de los costos y gastos de la holding (suministrados por EEB). El precio objetivo corresponde a una valoración de EEB, que asume que las expectativas planteadas para cada una de las unidades de negocio se cumplen (ver sección III, El negocio de EEB: compañías clave dentro de la valoración). Adicionalmente, el precio de mercado puede alejarse del precio objetivo calculado, en la medida en que se presenten situaciones atípicas que afecten la liquidez en el mercado y las primas de riesgo país. Tabla 26: Resultados de la Valoración ((Suma de Partes) País Compañía Método de Valoración EV (COP mm) Participación EEB Valor participación % Colombia Emgesa FCLD 15,278, % 7,868, % Colombia Negocio de Transmisión Activos Transmisión 1,192, % 1,192, % Colombia ISA (*) Mercado 8,174, % 135, % Perú REP Valoración relativa 2,015, % 806, % Perú CTM Valoración relativa 1,695, % 678, % Guatemala TRECSA Valor en libros 453, % 431, % Brasil Goias Valoración relativa 228, % 116, % Brasil MGE Valoración relativa 147, % 75, % Brasil TER Valor en libros 140, % 71, % Brasil TSP Valor en libros 76, % 38, % Colombia Codensa FCLD 9,290, % 4,784, % Colombia EEC, DECSA Valoración relativa 639, % 326, % Colombia EMSA Valor en libros 40, % 6, % Colombia Promigas (*) Mercado 5,674, % 885, % Colombia TGI FCLD 5,725, % 5,725, % Colombia Gas Natural Mercado 4,430, % 1,107, % Perú Contugas Valoración relativa 248, % 248, % Perú Cálidda FCLD 2,538, % 1,675, % (+) Suma de partes 26,175, % (+) Caja 1,656,589 (-) Gastos de Holding en Valor Presente 621,488 (-) Obligaciones Financieras EEB 7,968,879 Equity Value 19,241,297 Acciones en Circulación 9,181,177,017 Precio Objetivo 2,096 Precio acción último cierre 1,825 Potencial Upside (Downside) 14.8% Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana. EEB anunció la venta de estas participaciones.. Como tasa de descuento para las valoraciones por FCLD se utilizó un rolling WACC, que reconoce la evolución y el costo del capital de cada empresa durante el periodo de proyección explícito y en todos los casos, la tasa de crecimiento a perpetuidad utilizada es conservadora. Para los segmentos de transporte de gas, transmisión y distribución de energía eléctrica en Colombia, se realizó una sensibilidad para establecer el impacto del cambio regulatorio en el EBITDA y la valoración. Finalmente, el escenario macroeconómico corresponde con las proyecciones económicas de Corficolombiana V.b. Supuestos Clave Ver Anexos, tabla

17 V.c. TGI Tabla 27: Resumen de la Valoración TGI El valor patrimonial calculado para TGI asciende a 5.73 Bn para 2017, con un múltiplo EV/EBITDA de 8.99x (8.97x y para 2016), inferiores a los múltiplos de los pares del sector. El escenario proyectado incluye la proyección de las tarifas de transporte, la distribución entre cargo por capacidad y cargo por volumen, la disponibilidad de volumen a transportar por parte de TGI, y el CAPEX proyectado para el mantenimiento de la red de gas de la compañía. El margen EBITDA se mantiene cercano al 80% durante todo el periodo de proyección explícito y aunque incluimos la entrada de la deuda asumida del vehículo IELAH por USD 219 mm este año, no proyectamos un endeudamiento adicional. Se realizó un modelo de FCLD, con periodo de proyección de 5 años, punto a partir del cual se proyectó una perpetuidad con crecimiento nominal de 3.5%. La proporción del ingreso correspondiente al cargo por capacidad asciende a 88.91% aproximadamente, en línea con el comportamiento reciente de TGI. La proyección no asume incrementos adicionales en volumen, tal como los que se dieron durante el fenómeno de El Niño. El crecimiento promedio en la demanda (volumen) de la compañía es 2.21%. Impacto Regulatorio: utilizamos lo dispuesto en la resolución 126 de 2010 de la CREG en relación a los criterios generales para la remuneración del servicio de gas natural y el esquema general de cargos para el transporte, así como las resoluciones CREG 121 de 2012 y 160 de 2014, que contienen la información actualizada de la compañía usada para calcular los cargos. Realizamos el cálculo de estos cargos con la información mencionada y simulamos una disminución de 200 pbs en el WACC regulatorio de los componentes de volumen y capacidad. Una disminución tal sobre el WACC da como resultado una caída de 9.58% en el valor patrimonial obtenido para 2016 y de 9.88% para Teniendo en cuenta que estamos utilizando los parámetros reales presentados por la compañía para la aprobación de cargos, consideramos que se trata de una estimación realista. La regulación propuesta tiene un enfoque de Price Cap. 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e EBIT (COP mm) 801, , , , ,960 (-) Taxes -282, , , , ,922 NOPAT 518, , , , ,038 (+) DD&A 229, , , , ,186 (-) CAPEX -254, , , , ,060 (+/-) Cambio en WK -109,085-97,999-97,788-23,430-22,707 FCF 423, , , , ,131 Factor de Descuento (Rolling WACC) 9.32% 9.11% 9.93% 9.91% Σ VP FCF (2016e)* 423, , , ,089 5,723,226 Σ VP FCF (2017e)* 491, , ,195 6,310,811 Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana *Incluye la Perpetuidad Comparables Transporte de Gas Tabla 28: Múltiplos comparables TGI Market Cap USD (mm) P/E 2016e EV/EBITDA 2016e P/E (actual) EV/EBITDA (actual) Promigas 1, Enagas 7, Teekay LNG TC Pipelines 3, Promedio Transporte Fuente: Bloomberg Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Gráfica 26: Capacidad vs. EBITDA Grafica 27: Endeudamiento kpc/año Millones IFRS Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana V.d. Cálidda 2014 IFRS Demanda Esperada (kpc /año) EBITDA (der.) COP mm COP mm Pasivo Financiero (COP mm) Deuda Neta /EBITDA (der.) Tabla 29: Resumen de la Valoración Cálidda 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e EBIT (USD m) 92, , , , ,025 (-) Taxes (23,622) (33,346) (38,373) (53,875) (77,477) NOPAT 69,031 92, , ,994, 205,548, (+) DD&A 30,056 37,104 43,278 51,246 61,412 (-) CAPEX (97,237) (121,150) (98,394) (117,573) (140,499) (+/-) Cambio en WK (13,509) (724) (2,099) (4,207) (6,490) FCF (11,659) 7,880 50,985 78, ,971 Factor de Descuento (Rolling WACC) 6.71% 6.73% 6.84% 6.83% 6.73% Σ VP FCF (2016e) (11,659) 7,371 44,514 64,219 91,802 Σ VP FCF (2017e) 7,880 47,640 68,653 98,154 El valor patrimonial calculado asciende a USD mm en 2016 (COP 2.46 Bn), múltiplo EV/ EBITDA de 9.15x y a USD mm (COP 2.54 Bn) en 2017, múltiplo EV/EBITDA de 7.03x. La leve baja en el valor de la compañía corresponde con el incremento en el endeudamiento esperado para esta, en línea con su programa de expansión y el correspondiente incremento en CAPEX. Por su parte, la baja en el múltiplo de valoración tiene que ver con la mejora en el EBITDA que pasa de USD 122 mm a 136 mm, con un Enterprise Value (EV) que incrementa en menor medida. Se realizó un modelo de FCLD, con periodo de proyección de 5 años, punto a partir del cual se proyectó una anualidad con crecimiento constante que va hasta 2033 (año en el cual termina la concesión actual de la empresa en Perú). La tasa de crecimiento utilizada en dicha anualidad es de 3.7% nominal. Los múltiplos EBITDA obtenidos se encuentran por debajo respecto a sus pares, por lo que la compañía tiene un espacio de valorización en relación con el mercado. El crecimiento proyectado en el CAPEX, que en 2017 se ubica en USD 122 mm, corresponde con lo estimado por la compañía, mientras que el margen EBITDA pasa de 22.23% en 2016 y a 25.67% en 2020, mejorando paulatinamente, en línea con el comportamiento observado para una empresa que mantendría en proceso de expansión. Finalmente, de acuerdo con el guidance de la empresa, la empresa pasar de los 417 mil clientes que Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Tabla 30: Múltiplos comparables Cálidda Market Comparables Cap USD (mm) Distribución de Gas Natural P/E 2016e EV/ EBITDA 2016e P/E (actual) Fuente: Bloomberg Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana EV/EBITDA (actual) Gas Natural SDG 16, Atmos Energy 8, Nicor Inc 7, Comgas 1, Promedio Distribución

18 GWh COP miles de mm COP miles de mm Empresa de Energía de Bogotá: Crecimiento fundamental Millones tiene al cierre de 2016 (3T16), a 630 mil clientes residenciales conectados, de 506 a 585 clientes industriales y acumular 285 estaciones de gas natural vehicular. Hacia los próximos años, la meta es conectar a un millón de clientes para 2020 y el 70% de la población total de Perú en 2033 (aproximadamente 1.8 millones de clientes o conexiones). Esperamos que la empresa cumpla su guidance tal como lo ha venido haciendo, sin embargo, debe notarse que el la relación entre número de conexiones y volumen transportado es menos que proporcional. Gráfica 28: Base de Clientes vs. EBITDA Base de clientes EBITDA (USD m) Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana USD mm USD mm Grafica 29: Endeudamiento Pasivo Financiero Deuda Neta /EBITDA (der.) Tabla 31: Resumen de la Valoración Emgesa 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e EBIT (COP mn) 1,741 1,614 1,998 1,900 1,973 (-) Taxes (583) (622) (875) (555) (603) NOPAT 1, ,122 1,345 1,370 (+) DD&A (-) CAPEX (559) (286) (194) (164) (156) (+/-) Cambio en WK (410) 22 (52) 16 (9) FCF ,032 1,354 1,365 Factor de Descuento (Rolling WACC) 10.98% 9.30% 9.24% 9.95% 10.21% Σ VP FCF (2016e) , Σ VP FCF (2017e) ,136 1,042 Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Tabla 32: Múltiplos comparables Emgesa V.e. Emgesa Comparables Market Cap USD P/E 2016e EV/EBITDA 2016e P/E (actual) EV/EBITDA (actual) El valor patrimonial calculado asciende a COP Bn en 2016 y COP Bn en 2017, correspondientes a múltiplos EV/EBITDA de 9.63x en 2016 y 10.85x en El incremento en el múltiplo corresponde con una leve baja en el EBITDA de 2017 explicada por la disminución esperada en los ingresos para dicho año. Se realizó un modelo de FCLD, con periodo de proyección de 5 años, punto a partir del cual se proyectó una perpetuidad con tasa de crecimiento nominal de 3.5%. Los múltiplos de valoración obtenidos se encuentran en línea con los que presentan los pares de EMGESA, por lo que en términos de valoración relativa al mercado, no vemos espacio adicional. La empresa ha alcanzado un punto de relativa estabilidad en su desarrollo, el crecimiento promedio de su EBITDA es de 3.04% para el periodo de proyección, mientras que los ingresos lo hacen en 3.9%. Recientemente se consolidó el ingreso de la compañía al mercado de comercialización de gas natural en Colombia. En ese sentido, nuestras proyecciones incluyen un deterioro en margen EBITDA de más de 200 pbs para 2016 en adelante, margen que se mantendrá en niveles dentro de un rango de 51.8% % para el resto de los años proyectados. La razón es que el negocio genera un incremento en ventas importante, pero su impacto en EBITDA es mínimo (intermediación). Por otra parte, las cifras operacionales continuarían mostrando un sólido desempeño de la mano de la mayor generación hídrica gracias a la entrada en operación de la facilidad de El Quimbo, que incrementó la capacidad instalada de Emgesa en 13.4%. Adicionalmente, la ubicación de sus plantas en 3 diferentes cuencas hídricas continuaría permitiéndole a la compañía diversificar el riesgo hidrológico derivado de la consolidación de fenómenos climáticos como El Niño. Esta característica sumada al hecho de que la compañía comparte muchos de sus gastos administrativos con Codensa, permitirían a Emgesa mantener sólidos márgenes operativos. Proyectamos una fuerte reducción en el CAPEX hacia los próximos años como respuesta a la finalización del proyecto El Quimbo. Sin embargo, el impacto en resultados del incremento en la deuda requerida para el proyecto seguirá siendo considerable teniendo en cuenta que la mayor parte de esta está indexada al IPC, indicador que se ubica en niveles altos actualmente. Generación eléctrica Isagen 3, Enersis Chile 5, Enersis Americas 8, Scana 10, Aes Corp 8, Promedio Generación Fuente: Bloomberg Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Gráfica 30: Generación Emgesa vs. EBITDA Grafica 31: Endeudamiento 14,600 14,400 14,200 14,000 13,800 13,600 13,400 13,200 13,000 12,800 12, IFRS 2015 IFRS 2016 E 2017 E 2018 E 2019 E 2020 E Generación Emgesa EBITDA (der.) Pasivo Financiero Deuda Neta /EBITDA (der.) Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana 18

19 Millones COP mm Empresa de Energía de Bogotá: Crecimiento fundamental Finalmente, no esperamos que la compañía participe en la construcción de otro gran proyecto de generación y en cambio, permaneceremos atentos a la estrategia de ENEL para incorporar tecnologías renovables no convencionales a su parque generador en Colombia. En este sentido, no proyectamos construcciones nuevas para el periodo de proyección explícito. No esperamos que los proyectos de generación eléctrica renovable no convencional tengan mayor impacto financiero en el futuro próximo. V.f. EEB-Transmisión Este segmento se valoró considerando cada uno de los activos de transmisión. En términos generales, la valoración consiste en el cálculo de una tarifa sobre el activo de transmisión, la proyección en un ingreso anual equivalente y su tasa de descuento. Se diferencia entre los activos de No Convocatoria existentes antes del 31 de diciembre de 1999 y aquellos adjudicados en convocatorias UPME, a partir del Los activos de Convocatoria proyectados se detallan en la tabla 18. La discriminación se realiza para tener en cuenta las diferencias en la remuneración así como para incorporar una sensibilidad al cambio regulatorio esperado que afecta a los activos anteriores al año 2000 y que actualmente mantienen una participación del 43% en los ingresos por transmisión de EEB. El WACC con el que se remunera actualmente a los activos anteriores al año 2000 es de 11.50% antes de impuestos. La valoración de los activos de transmisión se realizó proyectando los ingresos anuales equivalentes correspondientes a los activos anteriores al 2000, y los activos de convocatoria hasta el vencimiento, teniendo en cuenta un estimado de costos y gastos operacionales, depreciaciones y amortizaciones (basados en la información de los estados financieros consolidados de EEB), el CAPEX que da como guidance la compañía así como su costo de capital. V.g. Codensa Valoración y cambio regulatorio: el valor de los activos de transmisión obtenido asciende a COP 1.19 Bn. Asumiendo una disminución del WACC regulatorio del 2%, el efecto sobre la valoración es una pérdida del 6.16% en el valor patrimonial. Aunque la estimación es conservadora, es importante recordar que la participación en los ingresos de los activos que entran dentro de la revisión tarifaria viene disminuyendo en el tiempo y lo va a continuar haciendo. No proyectamos activos de transmisión nuevos. El valor patrimonial calculado asciende a COP 8.22 Bn en 2016 y COP 9.29 Bn en 2017, con 6.37x para 2016 y 6.23x para 2017 como múltiplos EV/EBITDA. El leve incremento corresponde a un aumento en el EBITDA entre 2016 y 2017, en línea con las expectativas de la evolución de tarifas, clientes y la estructura de costos de la compañía, así como la demanda de electricidad estimada por la UPME. El CAPEX de 2016 de COP 599 mil mm incrementa 32% respecto al año previo y para 2017 proyectamos un aumento adicional de 25% para luego crecer a una tasa constante del 5%. Lo anterior está en línea con la expectativa de la compañía de incrementar su CAPEX para la renovación de activos y lograr superar el cambio regulatorio que se avecina de manera satisfactoria. Se realizó un modelo de FCLD, con periodo de proyección de 5 años, punto a partir del cual se proyectó una perpetuidad con crecimiento nominal de 3.5%, igual al crecimiento promedio ponderado de la base de clientes durante el periodo de proyección explícito. Los múltiplos EBITDA obtenidos se encuentran por debajo del promedio de los pares. Esperamos un crecimiento promedio ponderado en el EBITDA de 10.74%, favorecida por la estructura de costos de la compañía. Mientras tanto, el CAPEX crece en promedio 9.68%, sin requerir de un incremento en el pasivo financiero de la compañía. Tabla 33: Valoración Activos Transmisión 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e Utilidad Op. (COP mm) 110, , , , ,695 (-) Taxes (33,271) (46,933) (62,498) (63,446) (64,409) (+) DD&A 30,989 43,713 58,211 59,094 59,991 (-) CAPEX (179,745) (472,755) (467,700) (669,925) (19,518) Factor de Descuento 6.78% Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Tabla 34: Múltiplos comparables Negocio Transmisión Comparables Market Cap USD (mm) P/E 2016e Comparables Transmisión Eléctrica EV/EBITDA 2016e Eletrobras 7, P/E (actual) Fuente: Bloomberg Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Tabla 35: Resumen de la Valoración Codensa EV/EBITDA (actual) TRN 10, REE 12, CTEEP 3, ISA 3, Promedio Transmisión e 2017e 2018e 2019e 2020e EBIT (COP mn) 1,178,442 1,316,151 1,442,042 1,603,530 1,774,167 (-) Taxes -496, , , , ,734 NOPAT 682, , ,032 1,027,772 1,137,433 (+) DD&A 243, , , , ,374 (-) CAPEX 599, , , , ,385 (+/-) Cambio en WK -134,252 23,950 6,091 14,105 14,620 FCF 274, , , , ,402 Factor de Descuento (Rolling WACC) 11.31% 9.97% 9.84% 10.02% 10.04% Σ VP FCF (2016e) 274, , , ,063 7,221,631 Σ VP FCF (2017e) 332, , ,325 7,932,181 Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana *Incluye la perpetuidad Gráfica 32: Base de Clientes vs. EBITDA Grafica 33: Endeudamiento IFRS 2015 IFRS 2016 E 2017 E 2018 E 2019 E 2020 E 2021 E Clientes Residenciales Clientes No Residenciales EBITDA (mm COP) Pasivo Financiero Deuda Neta/EBITDA (der.) Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana 19

20 Impacto Regulatorio: utilizamos lo dispuesto en la resolución 097 de 2008 de la CREG en relación a los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos de distribución eléctrica, así como la resolución 100 de 2009 de donde obtuvimos los cargos por nivel de tensión utilizados en el modelo de valoración. De acuerdo con el análisis del costo unitario, el componente de inversión corresponde aproximadamente al 80%, la vida útil promedio de los activos es de 25 años y el efecto estimado en la tarifa ante una reducción del WACC en 1%, es de aproximadamente 7.7%. Asumimos una disminución en la tasa de descuento de 2% respecto a los niveles actuales (13% en el nivel de tensión 4 y 13.9% en los demás), Sin incorporar este supuesto, los valores patrimoniales obtenidos para 2016 y 2017 serían 8% y 7.25% superiores, respectivamente. El supuesto es conservador, teniendo en cuenta que también se va a ajustar la valoración de la base de activos regulados y el paso de un costo de reemplazo a nuevo a el valor de reemplazo depreciado, necesariamente disminuiría la base regulatoria de activos de la compañía. La regulación propuesta tiene un enfoque de Revenue Cap. Comparables Tabla 36: Múltiplos comparables Codensa Market Cap USD (mm) Distribución Eléctrica P/E 2016e EV/EBITDA 2016e P/E (actual) EV/EBITDA (actual) Equatorial 3, ECL 1, Edelnor 1, Promedio Distribución Fuente: Bloomberg Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana 20

21 VI. Factores de Valorización/Desvalorización VI.a. Catalizadores Integración vertical y diversificación por país: como casa matriz del Grupo, EEB ofrece completa exposición a toda la cadena energética desde la generación, transporte, distribución y comercialización de electricidad, así como transporte y distribución de gas natural en Colombia, Perú, Guatemala y Brasil. Bajo una estructura de servicios públicos integrada, le compañía ha diversificado su operación por sectores energéticos y países y consolidado socios estratégicos fuertes con amplia experiencia y sólida posición en la industria. Robustez financiera: la apuesta de crecimiento de la compañía permanecería concentrada en negocios e inversiones que operan dentro de un mercado liberalizado con actividades desintegradas y con inversión de capital privado en las actividades de generación y comercialización de energía eléctrica y regulado como monopolio para las actividades de transporte y distribución de electricidad y de gas natural. Esto, permite una generación de ingresos estable dado el alto grado de regulación en el sector. EBITDA: Si bien hay variabilidad debido al pago de dividendos anticipados (por ejemplo en 2015), el crecimiento del EBITDA de EEB, sus márgenes, y los márgenes de las empresas que componen el Pareto de valor (las que valoramos por FCLD), son una fortaleza notable, y dada la naturaleza regulada de los negocios de EEB, podemos esperar que este siga siendo el caso. Indicadores de endeudamiento: Los indicadores crediticios de la compañía han mejorado con un indicador Deuda Neta/EBITDA consolidado ajustado que ha disminuido desde 3.27x en 3T15 a 2.63x en 2T16, nivel en el que la empresa podría mantenerse,con comodidad, teniendo en cuenta el covenant de 4.5x (espacio para adquirir deuda cercana a COP 2 Bn, si fuera necesario). Participación en proyectos eléctricos a nivel local y regional: de acuerdo con el último plan de referencia de expansión en generación y transmisión, consideramos que existe un alto potencial de desarrollo de proyectos a nivel local para el Grupo. A través de la operación de su negocio de transmisión, esperamos que la compañía participe activamente en el desarrollo de proyectos greenfield y mediante su participación en Emgesa, la compañía estaría expuesta a un futuro desarrollo de proyectos de energía renovable no convencional ubicados en la región Caribe. Así mismo, la puesta en marcha de los proyectos de transmisión en Guatemala así como la operación de los activos eléctricos en Brasil no solo contribuirán a incrementar la participación de esta línea de negocio dentro de los ingresos totales del Grupo sino también, se consolidan como nuevas oportunidades para que la compañía participe en alguna convocatoria de expansión que permita mejorar la infraestructura eléctrica en cada uno de estos países. Crecimiento esperado en Perú: La meta es conectar a un millón de clientes para 2020 y el 70% de la población total en 2033 (aproximadamente 1.8 millones de clientes o conexiones, aproximadamente 5x lo que tienen hoy). Adicionalmente, no exista riesgo de demanda dado que las tarifas se fijan respecto a una proyección de 4 años y se ajustan cada 2 dependiendo de la demanda real observada, asegurando que los ingresos sean estables y previsibles. Alta exposición a actividades dolarizadas: dado que las operaciones de transporte (Colombia) y distribución (Perú) de gas natural y de transmisión de energía eléctrica (Colombia, Perú, Brasil y Guatemala), están atadas al USD, los ingresos a nivel consolidado del Grupo mantienen una relación positiva ante variaciones de esta moneda frente al COP. Además de facilitar el endeudamiento en dólares, esto implica buenos resultados financieros para la compañía en momentos de elevada incertidumbre y aversión al riesgo. Desinversión de Ecopetrol: en el 2014, el Concejo de Ministros autorizó a Ecopetrol vender las participaciones que la compañía mantenía sobre EEB (6.87%). Luego de 3 subastas de venta, Ecopetrol tiene el 0.94% de las acciones, a ser enajenadas en las dos subastas que restan del programa. Se esperaba un impacto negativo, y sucedió lo contrario, adicionalmente se dio una leve mejora en el flotante de la compañía, permitiendo que incremente la participación de la acción de EEB en el COLCAP. VI.b. Riesgos y limitantes Revisión tarifaria: dado que más del 80% de los ingresos de la holding provienen de negocios regulados, los cambios regulatorios se constituyen para EEB en una fuente de riesgo considerable. En ese sentido, las revisiones tarifarias en curso para los segmentos de transmisión y distribución de energía eléctrica y transporte y distribución de gas natural, podrían afectar de manera considerable las cifras financieras de la compañía a través de una menor generación de ingresos. Reforma Tributaria: En relación a la reforma propuesta, resaltamos los siguientes efectos sobre el negocio de EEB: Teniendo en cuenta los parámetros de la metodología general para el cálculo del WACC 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 19.18% 20.53% Calidda Gráfica 34: Margen EBITDA por compañía Gas Natural 33.37% Codensa 52.79% 52.86% 59.06% Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Emgesa 68.35% 81.93% Gráfica 35: Crecimiento (TACC: 2016e-2018e) del EBITDA 25% 20% 15% 10% 5% 0% 1.8% Fuente: Bloomberg. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana 65,000 45,000 25,000 5,000 (15,000) (35,000) (55,000) (75,000) Colbún Gráfica 36: Compradores y vendedores de EEB Fuente: Codensa y CREG. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Tabla 37: Sensibilidad de los ingresos de distribución de Codensa frente a cambios en el WACC Cambio en WACC -3% 1,883,743 1,933,404 2,147,677 2,383,105 2,649,580-2% 1,910,665 1,960,821 2,177,878 2,416,343 2,686,241-1% 1,937,587 1,988,237 2,208,080 2,449,582 2,722,902 0% 1,964,508 2,015,654 2,238,281 2,482,821 2,759,564 1% 1,991,430 2,043,071 2,268,483 2,516,060 2,796,225 2% 2,018,352 2,070,487 2,298,684 2,549,298 2,832,886 3% 2,045,274 2,097,904 2,328,885 2,582,537 2,869,547 Fuente: Bloomberg. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana EEB Consolidado 8.1% 6.0% 6.3% 6.7% 4.9% 3.0% 3.3% Isagen Celsia Enersis Americas Aesgener REE TRN Promedio Peers Promigas REP 12.7% 13.2% 11.3% CTEEP ISA Extranjeros Fdo de Pensiones y Cesantías Persona Natural AES Tiete CTM 20.4% EEB Ingresos Operacionales 21

22 (Resolución 95 de 2015), el beneficio de un menor impuesto de renta, sería compensado por un menor WACC. En relación al artículo 34, que trata sobre el tratamiento a los dividendos de las acciones preferenciales por ejemplo de las acciones preferenciales de que tiene EEB en Codensa y Emgesa-, el tema no debería afectar a EEB, en la medida en que sus acciones no tienen un dividendo mínimo garantizado, sino que se acogen a la política de dividendos de Emgesa y Codensa (repartir el 100% de las utilidades). Ruido político: la cotización de la acción puede incurrir en periodos de elevada volatilidad a partir de eventos que no tienen que ver con el negocio, y que no afectan el valor fundamental de la acción. Limitaciones en relación a la deuda: Tomando como referencia los covenants de la emisión de bonos tanto de EEB como de TGI, se encuentran una serie de restricciones en el evento tal de que la compañía incumpla mantener una relación DN/EBITDA inferior a 4.5x y una relación EBITDA/ Intereses superior a 2.25x. Estas limitaciones incluyen, entre otras: i) que la Empresa ni sus filiales puedan fusionarse o consolidarse con ninguna otra sociedad, ii) que la Empresa ni sus filiales puedan crear o adquirir ninguna subsidiaria, ni podrán efectuar ninguna inversión en otra sociedad o iii) que la Empresa ni sus filiales puedan enajenar ningún activo. Sin embargo, estas restricciones y por tanto los covenants asociados se encuentran suspendidos desde que los bonos EEB a 2021 y 2022 fueran calificados como grado de inversión, lo que le permitiría entonces a EEB vender (si es el caso) parcial o totalmente algunas inversiones. Revisión de la Estrategia Corporativa (Riesgo que ya no lo es): Una vez revisada la estrategia corporativa de la compañía, y habiendo evaluado a las participaciones de EEB de acuerdo a la relación riesgo/caja, se decidió la venta de la participación sobre Promigas (15.64%), Isa (1.67%) y otras participaciones menores. Estas ventas le pueden generar una caja de COP 1.2 Bn para realizar nuevas inversiones, o para repartir como dividendos. El temor respecto a la posible venta de TGI ya no está presente, y la aprobación por parte del Consejo de Bogotá para que la ciudad venda 20% de su participación sobre EEB, a través de un programa de democratización lo vemos como positivo en la medida en que pueda incrementar el flotante de EEB, la liquidez de la acción y su importancia en el mercado local. Mirar capítulo IV. 5.0% 4.5% 4.0% 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% I-2008 Gráfica 37: Participación de EEB en el COLCAP III-2008 Fuente: BVC. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana *Cálculos estimados en el valor de los Activos Netos al 28 de julio de 2016 y TRM del 29 de julio del 2016 de COPUSD 3, Tabla 38: Sensibilidad Ingresos TGI a cambios en WACC Cambio en WACC I-2009 III-2009 I-2010 III-2010 I-2011 III-2011 I-2012 III-2012 I Ingresos Operacionales -3% 1,212,465 1,226,911 1,228,269 1,244,694 1,229,866-2% 1,222,934 1,248,171 1,260,303 1,288,142 1,283,692-1% 1,233,403 1,269,619 1,292,905 1,332,754 1,339,447 0% 1,243,872 1,291,255 1,326,081 1,378,548 1,397,182 1% 1,254,341 1,313,079 1,359,837 1,425,547 1,456,950 2% 1,264,809 1,335,091 1,394,176 1,473,771 1,518,803 3% 1,275,278 1,357,291 1,429,105 1,523,240 1,582,796 III-2013 I-2014 III-2014 I-2015 III-2015 I-2016 III-2016 Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Tabla 39: Sensibilidad Transmisión a cambios en WACC Cambio en WACC Ingresos Transmisión Colombia -3% 194, , , , ,603-2% 201, , , , ,355-1% 208, , , , ,107 0% 215, , , , ,859 1% 222, , , , ,611 2% 228, , , , ,363 3% 235, , , , ,115 Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana Gráfica 38: Composición de la Deuda Consolidada % COP 1.2% Total 2015: USD 2.8 mm % USD 98.8% Fuente: EEB. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana 22

23 VII. Múltiplos Teniendo en cuenta las perspectivas de crecimiento de la compañía hacia los próximos años, puede decirse que EEB luce atractiva respecto a sus pares comparables tanto en la región como a nivel global. Tabla 40: Múltiplos Comparables Nombre País Market Cap Fwd. EV (mm ROE Margen Dvd EV/ P/E P/B Beta CDS YTD% P.O. Precio (mm USD) P/E USD) (3 años) EBITDA Yield% EBITDA Upside EEB Colombia 5, , % 41.6% % 8.8% 1,836 1, % ECL Chile 1, , % 27.3% % 25.4% 1, , % TRN Italia 10, , % 75.7% % -0.3% % REE España 12, , % 75.8% % 3.9% % Alliant EE.UU 8, , % 30.4% % 25.7% % Enersis Americas Chile 8, , % 29.7% % 20.1% % Colbun Chile 4, , % 44.4% % -8.2% % AesGener Chile 3, , % 30.9% % -1.8% % ISA Colombia 3, , % 52.7% % 27.8% 9, , % Isagen Colombia 3, , % 41.3% % 19.6% 4, , % Eletrobras Brasil 8, , % -34.5% % 136.6% (3.53) -34.9% CTEEP Brasil 3, , % 35.8% % 40.8% % Copel Brasil 2, , % 16.9% % 28.5% % Promedio 5, % 35.84% % 20.06% % Fuente: Bloomberg. Cálculos: Casas de Bolsa, Corficolombiana Gráfica 39: EV/EBITDA últimos 12 meses Gráfica 40: P/E últimos 12 meses Trailing EV/EBITDA Media Media + 1 SD Media + 2 SD Media - 1 SD Media - 2 SD ene./12 jul./12 feb./13 ago./13 mar./14 sep./14 abr./15 nov./15 Fuente: Bloomberg. Cálculos: Casas de Bolsa, Corficolombiana Trailing P/E Media Media + 1 SD Media + 2 SD Media - 1 SD Media - 2 SD ene./12 jul./12 feb./13 ago./13 mar./14 sep./14 abr./15 Fuente: Bloomberg. Cálculos: Casas de Bolsa, Corficolombiana 23

24 ANEXO I. Marco Regulatorio Gráfica 41: Estructura Institucional Estructura Institucional La reforma al sector eléctrico colombiano derivada de la crisis energética del año 1992, creó un nuevo marco regulatorio que, a partir de la promulgación de las Leyes 142 y 143 de 1994, introdujo el modelo de mercados mayoristas en competencia, con el fin de lograr tanto la eficiencia en la prestación de los servicios públicos domiciliarios como la libre entrada a los agentes interesados en prestarlos. Este mercado se denomina Mercado de Energía Mayorista (MEM) y en él participan los agentes que desarrollan las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica en el país. En ese sentido, la participación del Estado a partir de la introducción de este nuevo modelo de competencia, tiene lugar en tres instancias a través de una estructura que ha permanecido sin modificaciones desde 1994: la definición de la política energética, la planeación, la regulación y la vigilancia y el control. La política y la planeación están a cargo del Ministerio de Minas y Energía. Una parte esencial de la política energética se desarrolla a través de la UPME, unidad administrativa especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía, que tiene como parte de sus funciones establecer los requerimientos energéticos del país, elaborar el Plan Energético Nacional y el Plan de Expansión del sector eléctrico, en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo. Por su parte, la tarea regulatoria es desarrollada por la CREG mientras que la labor de vigilancia y control de la prestación de los servicios públicos domiciliarios la desempeña la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Fuente: CREG Marco Regulatorio Los aspectos de la regulación que resultan de mayor interés son: la tasa regulatoria de retorno (WACC), la metodología de valoración de los activos y los gastos de administración y mantenimiento, AOM. Así mismo, nos concentramos en las líneas de negocio más importantes para EEB: transporte de gas natural en Colombia, distribución de gas natural en Perú y generación, transmisión y distribución de electricidad en Colombia. Estas líneas de negocio, exceptuando la correspondiente a generación de energía eléctrica, corresponden a actividades con cargos o tarifas reguladas. Esto, implica una valoración formal de los activos (redes eléctricas, transformadores eléctricos, redes y tuberías de gas, estaciones de compresión de gas, entre otros) y el reconocimiento de los AOM. Respecto a la duración del periodo tarifario, se manejan en Colombia ciclos regulatorios-tarifarios de aproximadamente cinco años (en la práctica los ciclos son más largos) y el ajuste regulatorio abarca desde la actualización de las tarifas, hasta el cambio de las metodologías de valoración de activos y el reconocimiento de los gastos por AOM. Bajo ese contexto, dado que ya han transcurrido cinco años desde la aplicación de la última metodología tarifaria, revisaremos a continuación los cambios propuestos y esperados en relación a las tarifas para el segmento de transporte de gas natural así como los correspondientes respecto a tarifas, valoración de los activos y reconocimiento de los gastos por AOM para las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica, considerando el impacto que sobre los ingresos de la compañía tendría la implementación de dichas revisiones regulatorias. Gráfica 42: Perspectivas regulatorias y proceso de revisión tarifaria Transporte de Gas Natural en Colombia - Publicación de la metodología tarifaria final - Primera resolución de aprobación de las tarifas aplicables a TGI - Inicio del ciclo regulatorio - Propuesta para la revisión de la - Solicitud de información por parte de la CREG para la vigente Dic metodología Mar definición de los cargos Abr Nov Aprobación e implementación de los cargos para TGI - Las tarifas se hacen efectivas para TGI Dic Revisión de la metodología tarifaria (Documento para comentarios) Dic Finalización de la etapa de auditoria pública por la CREG Oct Periodo para apelaciones Dic Definición del WACC regulatorio para el siguiente ciclo tarifario Fuente: EEB. 24

25 ANEXO II. Análisis del Sector Energético en Colombia Gas Natural Dada la exposición de EEB al sector, a través de sus compañías controladas, TGI y no controladas, Gas Natural Fenosa y Promigas, presentamos a continuación un breve análisis del comportamiento del mercado del gas natural en Colombia donde destacamos la actualidad y evolución del sector así como las perspectivas a mediano y largo plazo y sus implicaciones tanto sobre el mercado en el país en general como sobre el Grupo. Balance del Sector: Oferta de Gas Natural Reservas: escenario crítico En Colombia, cerca del 75% de las reservas de gas natural se concentran en las cuencas de los Llanos Orientales (50% del total) en los campos de Cusiana y Cupiaga y La Guajira (25% del total) en los campos de Chuchupa y Ballena. Sin embargo, a partir del año 2010 las reservas totales vienen decreciendo sostenidamente y de acuerdo con información de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), las reservas totales de gas natural al cierre de 2014 alcanzaron 5.91 teras de pies cúbicos (TP), cifra 8% menor a la registrada en el 2013 y equivalente a un factor Reservas/Producción de 13 años. Producción: los principales campos han llegado a su Plateau Durante los últimos años, la producción de gas natural en Colombia ha mostrado un aumento sostenido con un crecimiento compuesto en los últimos 4 años del 3% anual. Sin embargo, a pesar de que la tendencia ha sido positiva, a partir del 2014 se ha evidenciado una desaceleración en la producción nacional. Es así como al cierre de 2015, la producción del país disminuyó alrededor del 7% A/A como consecuencia tanto a una declinación sostenida en los campos de la Guajira como a una menor reinyección de gas en los campos de los Llanos Orientales. Balance del Sector: Demanda de Gas Natural Respecto a demanda nacional de gas natural, la norma es una tendencia al alza, que parece fluctuar dentro del rango entre 3% A/A y 5% A/A. Sin embargo, al cierre de 2015, una disminución en la demanda del recurso de parte del sector termoeléctrico revierte dicha tendencia con una caída en la demanda nacional del orden del 9% A/A. Lo anterior consecuencia de la intensificación del Fenómeno de El Niño que exigió la máxima disponibilidad del sistema energético pero sin alcanzar una mayor disponibilidad de gas. Proyección de la Demanda: Ecopetrol y el sector termoeléctrico seguirán impulsando la demanda A nivel nacional, se estima que la demanda de gas natural (escenario medio) alcanzará un crecimiento promedio anual de 3.50% entre 2015 y 2029, impulsada por el crecimiento económico, el aumento de la población y la sustitución de algunas fuentes energéticas menos eficientes por este combustible. Se proyecta un crecimiento moderado para los segmentos doméstico, comercial e industrial mientras que para aquellos de transporte (GNV), termoeléctrico y Ecopetrol, se proyectan mayores tasa de crecimiento impulsadas por este último, en respuesta al desarrollo de proyectos de la compañía como las ampliaciones de sus refinerías (Cartagena y Barrancabermeja) y la autogeneración de energía (700 MW) en la zona de los Llanos Orientales. Por su parte, el desempeño del sector termoeléctrico continuará dependiendo de factores climáticos haciendo que la demanda de gas natural incremente estacionalmente para responder a las necesidades del SIN. No obstante, a partir del año 2019 se estima una menor demanda de este sector explicada por la entrada de proyectos de generación eléctrica e infraestructura de transporte, reduciendo los requerimientos de gas natural para la generación eléctrica. Balance de Gas Natural: consolidación de escenarios de déficit en el mediano plazo Con el objetivo de garantizar la continuidad del abastecimiento y la atención de la demanda para los próximos años, la UPME, presenta anualmente un estudio en donde plantea escenarios tanto de oferta como de demanda, con el propósito de llegar a un diagnóstico respecto a la situación actual y futura de abastecimiento, ante condiciones criticas en ciertos escenarios. Se resalta que los escenarios de oferta son el resultado de la declaración de los productores al Ministerio de Minas y Energía y los de demanda corresponden a los análisis desarrollados por la UPME con la información más reciente de todas las variables económicas, técnicas y de precios. Balance: al contrastar los diversos escenarios de oferta y demanda nacional así como una combinación de los mismos, se observa la presencia, en todos los escenarios analizados, de excedentes hasta finales de 2024 mientras que se alcanzan máximos de insuficiencia a partir de Esta situación se refleja en la gráfica 35, donde se consideran 2 escenarios de demanda (media y alta) y tres escenarios de oferta (baja, media y alta). Se resalta que los escenarios de demanda consideran condiciones de operación normal sin la presencia de fenómenos de El Niño 11. Años de Reservas Gráfica 43: Años de Reservas Fuente: ACP, ANH. Cálculos: Casas de Bolsa, Corficolombiana kboe/d ene.-16 jun.-16 nov.-16 abr.-17 sep.-17 feb.-18 jul.-18 dic.-18 may.-19 oct.-19 mar.-20 ago.-20 ene.-21 jun.-21 nov.-21 abr.-22 sep.-22 feb.-23 jul.-23 dic.-23 may.-24 oct.-24 mar.-25 ago.-25 MPCD e 2017e 2018e 2019e 2020e 2021e 2022e 2023e MPCD Gráfica 44: Producción de Gas Natural ( ) Fuente: ACP, ANH. Cálculos: Casas de Bolsa, Corficolombiana 1,450 1,250 1, Gráfica 45: Proyección Demanda Proyectos Ecopetrol Ituango + Porvenir Fuente: UPME. Cálculos: Casa de Bolsa, Corficolombiana 1, Gráfica 46: Balance de Gas Natural (2016e-2025e) Oferta Baja* + Demanda Media Oferta Baja* + Demanda Alta Oferta Media + Demanda Media Oferta Alta + Demanda Media Oferta Media + Demanda Alta Oferta Alta + Demanda Alta Fuente: UPME. Cálculos: Casas de Bolsa, Corficolombiana

26 La dimensión de estos requerimientos estaría ubicada entre los 271 MPCD y los 600 MPCD por lo que el esquema adicional de suministro sería del orden de los 465 MPCD. Sin embargo, la oferta utilizada en el análisis (escenario oficial UPME) no contempla la renovación de los contratos de la planta de regasificación de Cartagena (Promigas), que tiene una capacidad de 400 MPCD, por lo cual el requerimiento de suministro adicional es mucho menor (siempre y cuando se establezca el mecanismo para que los generadores sigan pagando por el funcionamiento de la planta).. Conclusión: necesidad de un esquema de oferta adicional para suplir el déficit a partir del 2024 La situación de abastecimiento de gas en el país se mantendría hasta finales del 2024 y posteriormente se requeriría de un aumento significativo de la disponibilidad de gas natural a través de un sistema de oferta adicional para suplir las necesidades crecientes de la demanda. En ese sentido, los recientes anuncios en torno a descubrimientos del recurso en bloques costa afuera (Off-shore), como son los casos de los pozos Orca-1(aguas de La Guajira) y Kronos cerca del Golfo de Morrosquillo, son bien recibidos dado que pueden multiplicar por 3 las reservas de Gas en Colombia 12. Sin embargo, se ha de tener en cuenta que por estar localizados en aguas profundas y ultra-profundas, en caso de materializarse, su desarrollo y puesta en funcionamiento podría tomar por lo menos seis años. Por otra parte, no se descarta la construcción de una planta de regasificación adicional de corte similar a la que se construye actualmente en Cartagena, que estaría ubicada en Buenaventura, como alternativa para abastecer el mercado del Pacífico y Suroccidente colombiano. La iniciativa, se estima entraría en operación a partir de 2023 y demandaría una inversión por USD 51 mm 13. En caso de ser viable, este proyecto podría contrarrestar el impacto que sobre el abastecimiento tendría la salida de la planta de Cartagena en el 2024 y daría incentivos a compañías como TGI para la construcción y conexión vía gasoducto de tal facilidad. Esto, se constituye como una oportunidad potencial de expansión en el transporte de gas a mediano largo plazo en el sentido de que le permitiría a TGI no solo ampliar su actual infraestructura sino seguir consolidándose como el mayor transportador de Gas Natural en Colombia. Sin embargo, es un proyecto en estudio y teniendo en cuenta el actual proceso de revisión tarifaria que adelanta el regulador, TGI requeriría del reconocimiento garantizado de una remuneración futura (independientemente de la evolución de las reservas del país). Fuente: ANH Gráfica 47: Potenciales de Gas Off-Shore 26