Teleconferencia de Resultados Codensa y Emgesa 1S 2016 Julio 26, 2016

Transcripción

1 Teleconferencia de Resultados Codensa y Emgesa 1S 2016 Julio 26, 2016 Buenos días y gracias por unirse a nosotros en nuestra conferencia telefónica con inversionistas. Mi nombre es Leonardo López, Gerentes de Finanzas y Seguros para Emgesa y Codensa. Voy a presentarles nuestros resultados para el primer semestre de Permítanme que les recuerde que esta presentación también se puede descargar desde nuestro sitio web. Como siempre, tendremos una sesión de preguntas y respuestas al final de esta presentación. Ahora, por favor acompáñenme en la diapositiva 2 para repasar los aspectos más destacados del periodo... Durante la primera mitad de 2016, el EBITDA de Emgesa y Codensa ascendió a USD$557 millones, un aumento significativo respecto al año anterior, especialmente para la actividad de generación. Este resultado se debió principalmente al crecimiento en los ingresos operacionales, debido al aumento de los precios de venta de la energía derivado del Fenómeno del Niño y un nivel de IPP superior, así como un aumento en la generación total en el caso de Emgesa. Durante la primera mitad de 2016 el Capex agregado para ambas compañías alcanzó USD$116 millones, disminuyendo en un 53% en comparación con el mismo período del año anterior, debido principalmente a la finalización de El Quimbo, al final de El Capex de Codensa, sin embargo, aumentó en un 123% debido principalmente a la inversión en nuevas subestaciones de distribución de energía, incluyendo la subestación Norte, con una inversión acumulada de USD$35 millones, que se espera comience a operar en octubre de 2017, y de la subestación Nueva Esperanza, que cuenta con una inversión acumulada de USD$33 millones, y se espera comience a operar en enero de Otro hito importante de la primera mitad de 2016, es el avance alcanzado en el proceso legal para implementar la fusión entre Codensa y la Empresa de Energía de Cundinamarca (también conocida como EEC), que se espera esté terminado en el último trimestre de este año. De conformidad con esta fusión, Codensa absorberá las operaciones de la EEC, y como resultado, alcanzará un total de aproximadamente 3 millones de clientes en la región central del país. En este sentido se obtuvo la aprobación de la Superintendencia de Industria y Comercio, que es un supervisor de la competencia en Colombia, en abril de 2016, y actualmente se encuentra pendiente de la aprobación final de la Superintendencia de Sociedades que se espera obtener en los próximos meses para formalizar la fusión antes de fin de año.

2 En términos financieros, Codensa cerró un crédito denominado en pesos con vencimiento en 4 años (amortizable) con Bank of Tokyo por USD$55 millones en junio de Los recursos de este préstamo contribuirán a financiar el plan de inversiones de la compañía durante el año. Por último, nos complace anunciar el premio a la responsabilidad social de las empresas concedida a Codensa por ANDESCO, la Asociación Nacional de Empresas, que reconoce el éxito del Programa de Defensa del Cliente de Codensa implementado durante 15 años. Este programa fue creado por primera vez por Codensa con el fin de proteger a los clientes y los intereses de las empresas, y ha dado un ejemplo para otras empresas de servicios públicos. Ahora vamos a continuar a la diapositiva 3 para revisar los principales cambios de regulación para el período... Una vez que las condiciones más críticas del Fenómeno El Niño pasaron, la autoridad reguladora nacional (CREG) publicó la Resolución Nº 051 que termina el incentivo que había sido aprobado mediante la resolución Nº 029 con el fin de reducir el consumo de energía eléctrica para evitar un potencial racionamiento. La aplicación de estas resoluciones ha sido retadora para las empresas de distribución, ya que afectó temporalmente la metodología de facturación, pero no proporcionó el tiempo necesario para poner en práctica esos cambios en los sistemas comerciales y de facturación de las empresas. También, como se recordará de nuestra llamada anterior, durante el primer trimestre de 2016 la CREG publicó una serie de resoluciones para aumentar temporalmente el suministro de energía. Sin embargo, el 27 de abril, después de la normalización de los niveles en los embalses y la reapertura parcial de la central Guatapé, la autoridad reguladora levantó la mayoría de estas nuevas resoluciones. Los principales impactos de estas nuevas resoluciones incluyen la eliminación de un precio de escasez más alto al que podían acceder las plantas térmicas con el fin de calcular sus pérdidas financieras, y el anulacion de la obligación de declarar la capacidad máxima de generación de los agentes hidroeléctricos, que había dado lugar a un mayor despacho de las centrales hidroeléctricas durante el Niño y una pérdida temporal del control del nivel de los embalses de las empresas de generación. Por último, el Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo emitió la Resolución 710 para proteger el medio ambiente contra los efectos de la actividad económica, especialmente dentro de los páramos. Como resultado, la resolución establece los límites geográficos de páramo Chingaza, situado cerca de Bogotá, donde se prohíbe cualquier actividad económica dentro de esas fronteras. La resolución podría tener efectos potenciales para el análisis de viabilidad de nuevas centrales hidroeléctricas ubicadas cerca de páramos nacionales buscando la regulación del uso del agua de los mismos.

3 Vamos a continuar con los aspectos más destacados de los resultados operativos en la diapositiva 4 En el negocio de generación, la capacidad instalada de Emgesa a partir de junio el año 2016 se incrementó en un 13,4% en comparación con el mismo corte en 2015, llegando a MW, debido al inicio de las operaciones de El Quimbo, en noviembre de 2015 y la revisión de una unidad de generación menor en Guavio añadiendo 9,9 MW. La generación neta aumentó en un 8,2% durante el primer semestre de 2016 en comparación con el mismo período del año anterior, alcanzando los GWh como consecuencia de la mayor generación hidráulica de Quimbo y una mayor generación térmica con combustible líquido en la planta de Cartagena, durante el periodo más crítico del Fenómeno del Niño. Como resultado de ello, la cuota de mercado de Emgesa en términos de capacidad instalada se situó en el 21% y al 22,1% en términos de generación neta. Las ventas de energía crecieron un 8,4% en el primer semestre de este año, llegando a GWh, especialmente debido al aumento de las ventas de contratos en el mercado mayorista. El precio spot promedio para el mercado durante los primeros seis meses de 2016 fue de USD$143/MWh, 62% más alto que el precio spot promedio del mismo período del año anterior. Continuando con los resultados operacionales de la actividad de distribución, al comparar la energía distribuida por Codensa durante los primeros seis meses de 2015 y 2016, hay un ligero descenso del 0,7%, debido a la menor demanda por parte de los clientes regulados, lo que se explica por la campaña de ahorro de energía llevada a cabo durante los meses pico del fenómeno el Niño para evitar un potencial racionamiento. Sin embargo, la demanda de electricidad en el área de Codensa creció a una tasa media anual de 0,89%, mientras que el crecimiento de la demanda nacional fue de 3.28% Codensa añadió casi nuevos clientes entre la primera mitad de 2015 y 2016, alcanzando un total de 2,9 millones de clientes, representando el 22,4% de la demanda nacional de energía. La Empresa de Energía de Cundinamarca, que pronto se fusionará con Codensa, agregó clientes llegando a más de clientes. Juntos, Codensa y EEC atienden a más de 3,2 millones de clientes en Bogotá y Cundinamarca, creciendo su base de clientes en un 2,8% a junio de 2016, con respecto a junio de Ahora, por favor vamos a la diapositiva 5 examinar los resultados agregados de Colombia.

4 Los ingresos operacionales crecieron en USD$207 millones en el negocio de generación (o 49% en moneda local), y el EBITDA creció en USD$80 millones (o el 31% en moneda local) debido a los precios de venta más altos impulsados por las condiciones secas del Fenómeno del Niño, y el volumen de ventas más altas impulsadas por la optimización de la gestión de la energía. Para explicar estos resultados sobresalientes, vale la pena recordar que Emgesa tiene un portafolio diversificado de activos, los cuales se encuentran en tres cuencas hidrográficas diferentes, y es apoyado por dos centrales térmicas. Estas características permitieron a Emgesa cumplir con sus obligaciones de energía firme durante el Fenómeno del Niño. A junio de 2016, los aportes de Emgesa representaron 61 GWh/día, equivalentes al 36% del SIN, mientras que sus reservas correspondieron a 2 TWh equivalentes al 24% del SIN. En el negocio de distribución, los ingresos y el EBITDA aumentaron un 13% en moneda local, principalmente debido a tarifas más altas resultantes de un aumento en la inflación. Sumando los resultados de los negocios de generación y distribución en Colombia, los ingresos aumentaron en USD$282 millones (+28%) y el EBITDA aumentó en USD$106 millones o el 23% en la primera mitad de 2016 en comparación con el mismo período del año anterior. Como se ha explicado anteriormente, las inversiones (Capex) disminuyeron en un 53%, después de la entrada en operación de El Quimbo, a finales de Ahora vamos a revisar los resultados financieros de Emgesa en la diapositiva 6. En el caso de Emgesa, los ingresos aumentaron considerablemente en comparación con el primer semestre de 2015, debido a los mayores precios de venta de energía que resultan de un mayor IPP, el Fenómeno de El Niño y de un aumento en la generación total. El EBITDA creció considerablemente, gracias a un mejor rendimiento operativo, a pesar de un aumento del 96% en los costos de operación debido a la mayor generación térmica. La Utilidad Neta, sin embargo, aumentó en un 1,5% alcanzando USD$139 millones de dólares, principalmente como resultado del aumento en los gastos financieros en 246%, debido a la combinación de tres factores: en primer lugar, los intereses sobre la deuda contraída para financiar el proyecto El Quimbo no son capitalizados tras el inicio de operación de El Quimbo en el último trimestre de 2015, en segundo lugar, unos niveles significativamente más altos del IPC durante 2016 a los cuales el 66% de la deuda de Emgesa se encuentra indexada, y en tercer lugar, un aumento en los saldos promedio de deuda con respecto al

5 mismo periodo de Además, el impuesto sobre la renta aumentó como consecuencia de los resultados operativos más altos y un punto porcentual adicional en la tasa impositiva aplicable para el La deuda neta fue un 8,6% por encima del nivel de diciembre el año 2015 por un importe de USD$1.37 billones como resultado de los pagos de dividendos y de ejecución de Capex. En cuanto a los resultados de Codensa, los ingresos aumentaron un 13,2% debido a mayores tarifas de energía explicado anteriormente. El EBITDA tuvo un crecimiento similar como resultado de mejores resultados operativos. La utilidad neta aumentó un 16,4% hasta alcanzar los USD$87 millones, gracias a los resultados de las operaciones antes mencionadas, y a pesar de un aumento del 25% en los gastos financieros debido a los niveles más altos del IPC durante el 2016 en la que el 74% de la deuda de Codensa está indexada y los saldos de deuda promedio ligeramente superior. La deuda neta fue un 54,9% más alta que en diciembre de 2015, principalmente debido al aumento en la ejecución de Capex durante el Como se puede ver en la diapositiva 8, la utilidad neta del país aumentó en un 7%. Este es el resultado de un aumento del 23% en el EBITDA, un aumento de 141% en los gastos financieros netos y también una mayor carga fiscal como consecuencia de los resultados más altos y la reforma fiscal de 2014, lo que resultó en un aumento del 18% en el impuesto sobre la renta. Vamos a revisar la generación de caja de Emgesa en la diapositiva 9 El EBITDA de Emgesa alcanzó USD$341 millones. El capital de trabajo neto redujo el efectivo por USD$31 millones, impuestos por USD$129 millones de dólares y los gastos financieros netos por USD $ 76 millones de millones de dólares. Como resultado, los fondos de las operaciones fueron de USD $ 103 millones de dólares. Una vez CAPEX de mantenimiento por USD $ 14 millones de dólares fue pagado, el flujo de caja libre alcanzó los USD $ 90 millones de dólares. Crecimiento CAPEX fue de USD $ 7 millones de dólares y los dividendos netos, ha ascendido a USD $ 165 millones de millones de dólares. En suma, el flujo de caja libre neta de Emgesa para la primera mitad de 2016 fue negativo por USD $ 81 millones de dólares. Ahora vamos a ir sobre la generación de caja de Codensa... El EBITDA de Codensa ascendió a USD $ 216 millones de dólares. El capital circulante neto redujo el efectivo en USD $ 62 millones de dólares, impuestos en USD$90 millones y los gastos financieros netos en USD$19 millones. Como resultado, el flujo por operaciones fue positivo en USD$45 millones. El Capex de

6 mantenimiento fue de USD$44 millones, por lo que el flujo de efectivo libre fue cercano a cero. El crecimiento del Capex fue de USD$49 millones y los dividendos pagados fueron por USD$87 millones, lo que resulta en un flujo de caja libre neto negativo de USD$135 millones para la primera mitad de A partir de junio de 2016, la deuda bruta de Emgesa ascendió a casi USD $ 1.5 billones, un 9,5% más en comparación con diciembre de 2015, principalmente como resultado de la pre-fondeo de las necesidades de inversión para el El coste medio de la deuda aumentó de 9,37% a 10,7%, debido a mayores tasas de interés flotantes, incluyendo la inflación y el IBR, en la que la mayor parte de la deuda está indexada, acompañado de saldos de deuda más altos. Con corte 30 de junio de 2016 los vencimientos a corto plazo en Emgesa alcanzan USD$118 millones para 2016 y USD$117 millones para Por el lado del negocio de distribución, la deuda bruta de Codensa a junio de 2016 ascendió a USD$478 millones, un 18,3% por encima de la deuda bruta de diciembre de 2015, debido a la deuda contraída para financiar el aumento de las inversiones en El coste medio de Codensa de la deuda aumentó del 9,6% al 12,01%, también como consecuencia de una mayor inflación. En cuanto a los próximos meses de 2016 no existen vencimientos a corto plazo para Codensa y en 2017 los vencimiento suman USD$134 millones. La liquidez total en Emgesa y Codensa alcanzó US$1.53 billones, de los saldos de caja y líneas no comprometidas y reasignables con bancos locales e internacionales. Por favor, únanse a mí en la diapositiva 12 para las palabras de cierre. Como se ha visto a lo largo de la presentación, Emgesa y Codensa lograron resultados operativos positivos, por los mayores precios de la energía debido a los niveles de IPP, un aumento en la generación neta y en el número de clientes. Estos resultados se obtuvieron a pesar de un aumento significativo de costos debido a la generación térmica más alta y los precios de compra de energía más altos debido al fenómeno del Niño más fuerte en los últimos 50 años. La Utilidad Neta de las compañías se vio afectada principalmente por los mayores gastos financieros debido a los niveles más altos del IPC, en los que el 68% de la deuda agregada está indexada. En el caso de Emgesa, la entrada en

7 funcionamiento de El Quimbo, también significó la conclusión de la capitalización de los gastos financieros de la deuda asociada al proyecto. Con la entrada en operación de El Quimbo año pasado, la ejecución Capex se ha dirigido a proyectos en el negocio de distribución, incluyendo la construcción de nuevas subestaciones de energía para servir a la creciente demanda, el proyecto de telecontrol, y de medición inteligente. Con esto termina nuestra presentación del día de hoy, muchas gracias por su atención, y no dude en ponerse en contacto conmigo o con el equipo de Relaciones con Inversionistas en cualquier momento si necesita más información. Ahora vamos a abrir el espació de Q&A. Tendremos representantes de otras áreas de la empresa para la sesión Q&A. La transcripción de la llamada en conferencia y la sesión Q&A estará disponible en nuestras páginas web en los siguientes días. Preguntas: Operador: La primera pregunta es de Diego Buitrago de Bancolombia. Diego Buitrago: Buenos días, muchas gracias por la presentación. Tengo dos preguntas una para Codensa y una para Emgesa. La de Condesa es Qué tan afectados se pueden ver los resultados para esta segunda parte del año dado que las cifras de crecimiento de demanda de energía comenzaron a evidenciar variaciones negativas frente al año anterior en los últimos meses? Y para Emgesa Qué podemos esperar en términos del nivel de contratación de la energía vendida ya que vimos en este segundo trimestre un aumento significativo en las ventas en contratos frente al primer trimestre de Es posible mantener ese nivel de contratos por los niveles que vimos este trimestre o se disminuirá similar a lo que se presenció al final del año pasado? Leonardo López: Gracias Diego, mira con respecto al primer punto lo que tenemos ahora en mente y que estamos siguiendo muy de cerca es cuales son los resultados de la campaña de ahorro que se hizo en el primer semestre, todavía es un poco prematuro para poder establecer cuál va a ser realmente el efecto en este sentido. Por otro lado pues es claro también que el primer semestre viene con una menos demanda comparado a los resultados del primer semestre del año anterior, estamos nosotros creciendo más o menos a la mitad de lo que es la media de la demanda nacional, esto pues por razones obvias de la zona de influencia en donde nosotros operamos y el resto del país como se está desarrollando, pero en términos generales no esperaríamos nosotros impactos

8 negativos, ya lo consolidado hasta el cierre del mes de junio nos da la tranquilidad de que vamos a estar seguramente por encima de lo que tenemos en presupuesto. Con respecto al tema de contratación, nuestra compañera Marcela te lo va a comentar. Marcela: Hola Diego, es una pregunta más comercial que regulatoria, entonces lo que te podemos decir es pues las políticas de contratación de la compañía son más bien conservadoras frente a la cantidad de energía firme que se tiene y en ese sentido pues es que se actúa normalmente. Diego Buitrago: La última de pronto en términos regulatorios qué expectativas hay frente a cambios o si la CREG va a implementar algunas modificaciones en el esquema de regulación del cargo por confiabilidad o el mismo precio de escasez que fue digamos el que estuvo en el ojo del huracán en el fenómeno del Niño? Marcela: Si mira, en este momento se están llevando a cabo varios estudios por varias de las instituciones y de las agremiaciones que hacen parte del sector, en este momento están dos estudios del DNP uno por parte de la CREG, uno por parte de ACOLGEN que es la asociación colombiana de generadores y también por el lado de ANDESCO que es la asociación nacional de empresas de servicios públicos, la expectativa claramente es que hayan ajustes al esquema tanto de cargo por confiabilidad como incluso pues de la arquitectura del mercado debido pues a las lecciones aprendidas que quedaron de la situación crítica que acabamos de pasar. Sobre aspectos particulares pues hay señales en este momento por parte de la CREG sobre por ejemplo la implementación de un despacho vinculante que llevaría a la necesidad de establecer un esquema de mercados intradiario, también pues hay señales de modificación del precio de escasez como tal para el tema de cargo por confiabilidad, incluso salió un documento recientemente sobre una nueva versión del mercado organizado regulado el MOR, que estuvo tantos años en consulta, entonces pues claramente este segundo semestre va estar claramente movido en propuestas, en análisis y pues todo el sector está volcado pues a esta situación. Diego Buitrago: muchas gracias. Operador: La segunda pregunta es de Andrés Duarte de Corficolombiana. Andrés Duarte: Tengo dos preguntas y una extra en caso de que se pueda. La primera es si pueden por favor actualizarme sobre el plan de Capex futuro y su financiación para las dos compañías, la segunda es en relación a la generación no convencional o de fuentes no convencionales, ustedes han anunciado que van a hacer inversiones en ese frente, yo quisiera saber dado el estado de la

9 regulación actual, me refiero a la ley 1715 de 2014 en donde no hay claridad sobre temas relacionados con establecimiento de precios de largo plazo o como va a ser el tema de los incentivos tributarios, yo quisiera saber cuando ustedes hacen los anuncios de inversiones futuras en ese frente que supuestos están tomando en relación a cómo va a terminar siendo la regulación y me interesaría especialmente el tema de la formación de precios y la última pregunta si es posible que por favor me recordaran cual es la política de dividendos de las dos compañías. Leonardo López: Bien, mira con respecto a la primera inquietud el Capex en términos generales, nosotros por el negocio de generación hemos terminado el proyecto del Quimbo y lo que vendrá en los próximos años pues todavía es materia de estudio en este momento donde con el tiempo entrarán las energías renovables, que más adelante retomara mi compañera de regulación Marcela, en cuanto al Capex en distribución teniendo en cuenta el nuevo marco tarifario que se está discutiendo en este momento pues es claro que en el futuro tendríamos que estar invirtiendo en la base regulatoria de activos de manera importante y es lo que hemos venido haciendo desde el año pasado en frentes tales como el aseguramiento de la calidad del servicio y el crecimiento de la demanda como se comento en la conference las dos subestaciones nuevas la de nueva esperanza y sub estación norte pues son dos proyectos que juntos están sumando casi 70 millones de dólares en este momento, cómo lo estamos financiando? Con la política corriente que hemos traído durante los últimos años, mantenemos un ratio endeudamiento, en el caso de distribución que no supera el 1.5 Deuda/Ebitda y así esperamos seguirlo haciendo en el corto plazo. Es intenso el Capex que vamos a invertir en los próximos años en el negocio de distribución precisamente para asegurar que los niveles de Ebitda y de ingresos que manejamos no se vean disminuidos en este nuevo contexto regulatorio. Andrés Duarte: Una pregunta relacionada, ya que ustedes están esperando un incremento o pues por lo menos un Capex importante en distribución por el tema regulatorio yo quisiera saber si tienen un estimado de cuál es el impacto de aplicar un costo de reemplazado depreciado a la valoración de los activos de ustedes, pues como para estimar más o menos de cuanto estamos hablando. Leonardo López: mira, se han hecho diferentes sensibilidades pero la verdad es un poco prematuro en este momento poder tener un grado de certeza para poder responderte con una cifra o con una aproximación de lo que supondría realmente este tema. Lo importante y lo que está aquí detrás de todo es que la esencia, la génesis de todo marco tarifario esta pilotado básicamente por mantener una base de activos importante y eso es lo que estamos buscando en este momento.

10 Con respecto a la pregunta de pago de dividendos de momento nosotros seguimos con nuestra política de pago de dividendos del 100% de los dividendos al año siguiente de ser decretados. Ya le dejo con mi compañera de regulación para tocar el tema de energías renovables no convencionales. Marcela: Hola, bueno frente al marco no regulatorio para la integración de fuentes renovables no convencionales de energía, pues se tiene desde hace dos años la ley 1715, sin embargo esa viene más enfocada a impactos tributarios y arancelarios frente a la construcción de nuevos proyectos, esta ley está también en desarrollo, en reglamentación y lo que se espera en los próximos meses es que se terminen pues de definir regulatoriamente todas las políticas que allí se definieron sin embargo también hemos identificado que en cuanto a la regulación de mercado hace falta un marco legal que permita pues la entrada de estas renovables en condiciones de competencia, entonces a través de propuestas que le hemos hecho al regulador en coordinación con nuestra compañía hermana Energreen Power estamos pues trabajando en el desarrollo de un mercado de contratos de largo plazo que claramente sería mucho más favorable para este tipo de energías que debido a su intermitencia y la falta de energía firme en este sentido frente al cargo por confiabilidad pues requieren un mecanismo paralelo y adicional al tradicional para poder llevar a cabo su desarrollo. Andrés Duarte: Ven pero, lo que digo en relación a los impuesto pues de acuerdo es que lo anunciado a la ley todavía no se ha desarrollado en estatuto tributario y en la parte relacionada con el establecimiento o formación de precios, lo que quería saber era digamos ustedes que mercados pueden tomar de referencia o que están mirando ustedes para que digan, nos vamos a meter en esto. Porque si bien esta la intención de parte de ustedes y lo han hecho en otros lados pues seguramente el que se invierta o no va a pasar por un tema de viabilidad financiera entonces, cual es como un mercado de referencia en donde ustedes sepan que funciona como para ir mirando cómo sería. Leonardo López: Esto no es otra cosa diferente a seguir el criterio de lo que está pasando a nivel mundial también con este tema. Cada vez construir plantas de generación grandes tipo el Guavio o Quimbo, pues esos son unos temas que hoy por todos los temas de medioambiente y todas las asociaciones y ongs que están detrás de estos temas es cada vez más imposible eso por un lado, por el lado de las térmicas cuando vemos el tema del carbón vemos que es un tema que esta súper regulado y cada vez mucho más complicado porque la tecnología para el control de emisiones pues no existe con el nivel de eficiencia que se requeriría para esto y por último pues está claro que por la última experiencia que hemos pasado el fenómeno del niño si la matriz colombiana tuviese un mix de generación hidro-termo y renovables no convencionales podría ayudarnos a superar las crisis de una manera importante, yo creo que ha sido este último fenómeno el que nos ha ayudado a acercarnos muchísimo más a esta realidad y

11 por ende darle viabilidad en este sentido es un compromiso que se ha asumido por cuenta del gobierno con ocasión de esta última experiencia y que obviamente tendremos que estar ahí, sabemos que toda la competencia está estudiando muchos proyectos de estas características para poderle dar es viabilidad al sistema en los próximos años. Marcela: De pronto añadir que todos los escenarios que hemos venido analizando, las propuestas que hemos hecho en regulación en esta materia tienen la base de mantener las condiciones de que estas energías entren en competencia con las tradicionales, de que se mantenga la estructura de mercado actual y finalmente la tendencia que se ha visto a nivel mundial es que los precios de estas energías son bastante competitivos y no requerirían modelos de findintaris como se ha visto en otro países sino que pueden entrar a competir como tal en el mercado. Andrés Duarte: Tienen estimado algún tiempo para no sé, como la regulación es tan demorada. Cuánto tiempo tienen estimado para que esto se lleve a cabo? Marcela: Pues mira nosotros desde nuestra compañía hermana Energreen Power ya hemos declarado nuestra intención de desarrollar proyectos de generación eólica en la guajira ya incluso pues estamos comprometidos con unas cantidades allá y en el tema de regulación como tu bien lo dices estamos en el proceso de generar un marco regulatorio dependemos de la rapidez del regulador para desarrollar estos temas, lo que te puedo decir es que claramente el regulador ha identificado la necesidad de dar viabilidad muy prontamente a esta situación porque de hecho ya estamos hablando de que la UPME próximamente va a sacar la convocatoria para la línea de la guajira entonces pues esto tendrá que verse en el corto plazo. No te puedo hablar pues de tiempos exactos. Andrés Duarte: Próximamente es durante este año Marcela: Si, Si Leonardo López: La apropiación del gobierno ha sido lanzada para ser adjudicada ahora en el segundo semestre de este año y entiendo yo que la construcción de esa línea tardaría entre un año o año y medio más o menos y estando la interconexión nacional con esta región pues, lo propio estar ya en ese momento, entonces más o menos tenemos que ir en paralelo también acompañando ese cronograma, ese calendario. Marcela: De hecho nosotros y también otros consentidores la manifestación de interés la formalizaron a través de la presentación de unas garantías ante la UPME para poder lanzar precisamente esa convocatoria de la línea, entonces pues

12 el marco regulatorio tiene que ir en consonancia con esto, no se podría quedar atrás. Operador: Tenemos otra pregunta es de Diego Buitrago de Bancolombia. Diego Buitrago: Aprovecho la oportunidad, ya que lo mencionaron cuál es la relación entre Emgesa y Energreen Power para el tema de las inversiones en estos proyectos que acabaron de mencionar? y la segunda es qué expectativas tienen frente a la subasta de expansión del sistema de generación que han mencionado que podría llevarse este año?. Marcela: Bueno mira con respecto a la subasta nosotros pues realmente estamos es concentrados en el desarrollo de la integración de energías renovables que como también lo mencionamos no van tanto por mecanismo de cargo por confiabilidad sino por un mecanismos de largo plazo que estamos promoviendo pues a través de instituciones como el regulador y ministerio de minas. Leonardo López: con respecto a la pregunta relacionada con cómo se desarrollan estos proyectos de cara a las compañías del grupo Enel. Lo primero precisar que Energreen Power es una compañía que se está integrando en este momento dentro de Enel que es la holding en Italia y eso ocurrirá aguas abajo en las de más geografías del grupo Enel Energreen Power obviamente en este tipo de energías es nuestra empresa líder en experiencia para el desarrollo de estos proyectos pues lo que sí estará claro habrá una capitalización de ese conocimiento para el desarrollo de los nuevos proyectos, en qué términos? Pues es parte de lo que se tendrá que plantear en los próximos días pero obviamente la experiencia del grupo Enel es indispensable en este tema. Diego Buitrago: Ahí al respecto, Emgesa quedaría marginada de estos proyectos de generación no convencional, digamos que el brazo sería Energreen Power Leonardo López: No necesariamente, porque aquí tenemos un socio y con el socio tenemos que estudiar los nuevos negocios los nuevos crecimientos, la estrategia de crecimiento de la compañía entonces no necesariamente pero hoy operamos el negocio de distribución por ejemplo con el apoyo del grupo Enel y generación con el grupo Enel o sea esto es simplemente una forma diferente de producir energía que tiene un actor natural dentro de las capacidades y condiciones del grupo Enel para desarrollar con éxito un proyecto de esta naturaleza que aquí en esta geografía es totalmente nuevo. Operador: Gracias a todos, ahora pueden desconectarse.