Inducción Junta Directiva XM Noviembre 8 de 2013

1. Inducción Junta Directiva XM Noviembre 8 de 2013

2. Contenido • Situación Actual de XM • Operación del Sistema Interconectado Nacional • Administración del Mercado de Energía Mayorista • Nuevos Negocios

3. Situación Actual de XM

4. Naturaleza Jurídica Creación: Artículo 167 de la Ley 142 de 1994, Parágrafo 1º y Decreto 848 de 2005. Sociedad Anónima. Prestadora de servicios públicos –ESP-. Encargada de desarrollar dentro de su Objeto Social las funciones asignadas al CND, al ASIC y al LAC. XM fue constituida mediante Contrato en el año 2005. Socios: 99.73% 0.0674% 0.0674% 0.0674% 0.0674%

5. Funciones y Actividades reguladas de XM Son asignadas por Ley, ciñéndose a lo establecido en el Reglamento de Operación expedido por la CREG y en los Acuerdos del CNO. La Operación del sistema y la Administración del Mercado de Energía Mayorista en Colombia. Artículo 14. 20 de la Ley 142 de 1994. Servicios públicos son todos los servicios y actividades complementarias de la Ley (Esto es, ESP). Servicios especiales reglamentados en las Leyes 142 y 143 de 1994, con sujeción a la regulación, los reglamentos y los contratos. No presta servicios públicos domiciliarios, ni actividades complementarias. Régimen de Derecho Privado.

6. Código de Buen Gobierno (2008)

7. Composición Junta Directiva Principales Suplentes Independientes No Independientes Decisiones Voto afirmativo de al menos cuatro miembros

8. Composición Junta Directiva * Miembros Independientes

9. Funcionamiento Junta Directiva

10. Acuerdo de Confidencialidad: Guardar y proteger la reserva de la información de XM y los Agentes. Remuneración: 3 smlmv por asistencia a reuniones de Junta o Comités de Junta Informe de Funcionamiento Junta Directiva: Anual Autoevaluación Junta Directiva: Anual Participación individual Desempeño grupal Desempeño y participación de la Administración Funcionamiento Junta Directiva

11. Reuniones Ordinarias: Mensuales Bogotá y Medellín Calendario de reuniones Convocatoria: Principales y Suplentes Orden del día se inserta en la convocatoria Funcionamiento Junta Directiva

12. Información para las Reuniones Publicación: 5 días hábiles anteriores a la reunión Página www.xm.com.co Orden del día se inserta en la convocatoria Información Adicional: Se solicita a la Secretaria General. Se entrega la información si está disponible y tiene relación con los temas a tratar en la Junta Directiva. La información se remite a todos los miembros de Junta, Principales y Suplentes. Funcionamiento Junta Directiva

13. Secretario de Junta Directiva y Asamblea: Secretaria General. Desarrollo de las reuniones Aprobación orden del día Declaración Conflictos de Interés: Temas de la reunión. Funcionamiento Junta Directiva

14. Comités de Junta Directiva: Comité de Auditoría Comité de Junta y Gobierno Corporativo Asesores Externos: La Junta Directiva podrá solicitar su contratación, para entregar informes que se requieran para la toma de decisiones. Funcionamiento Junta Directiva

15. Gente XM: Un equipo de alta calidad humana y profesional • VALORES • Ética • Excelencia • Innovación • Responsabilidad Social • Transparencia Máximo Nivel Educativo

16. Esquema Tecnología

17. Promesa de Valor • Contribuimos a la sostenibilidad • Somos una empresa comprometida con el crecimiento y desarrollo sostenible de sectores que requieran gestión y seguimiento de sistemas de tiempo real, tales como Energía, Transporte y Financiero, a través de la ejecución de procesos dirigidos a: • La planificación, coordinación, supervisión y control. • La gestión de información oportuna y con valor agregado para facilitar la toma de decisiones y el mejoramiento continuo. • La administración financiera, intercambios comerciales de mercados y el desarrollo de mercados de commodities energéticos y derivados financieros con estos subyacentes. • Generamos confianza • Nuestro compromiso es construir plena confianza para los grupos de interés a través de: • La aplicación rigurosa y transparente de las normas que rigen los procesos, buscando la satisfacción de nuestros clientes. • El cumplimiento de lo declarado en el Código de Ética y Código de Buen Gobierno, apalancados en nuestros valores. • El aprendizaje y capacitación permanente de nuestro personal, para lograr soluciones innovadoras y útiles para la cadena de valor de los negocios, utilizando herramientas tecnológicas y de información, seguras, adaptables y de fácil uso. • La construcción y fortalecimiento de relaciones cordiales y duraderas, favoreciendo la comunicación de doble vía • La ejecución de todos nuestros procesos orientando su resultado a la búsqueda permanente de la calidad, seguridad, confiabilidad y economía, para los usuarios.

18. Direccionamiento 2012 – 2014Propósitos Superiores • Incrementar valor (Actividades reguladas, consolidación de negocios en marcha y nuevas oportunidades) • Mantener altos estándares en los procesos de Operación del SIN y administración del Mercado Mayorista. • Fortalecer la gestión de información. • Ganar espacios de actuación sinérgica dentro del Grupo ISA. • Transformar a XM en una empresa innovadora 1 2 3 4 5

19. Mapa Estratégico XM – 2012 – 2014 Actualización para 2014 Incrementar rentabilidad Perspectiva financiera Mejorar la rentabilidad de los negocios SIR, DERIVEX y CRCC Lograr una adecuada gestión del gasto en el negocio regulado Perspectiva clientes y mercados Lograr relaciones sostenibles con los grupos de interés Desarrollar nuevos negocios rentables asociados a la Gestión de sistemas de tiempo real Asegurar la calidad de los servicios Mejorar la eficiencia operativa de los negocios con rentabilidad Gestionar el riesgo acorde a los negocios Fortalecer el modelo de gobierno Perspectiva interna Incorporar la innovación en el negocio Asegurar que las TIC fortalezcan el negocio tradicional y habiliten los nuevos negocios Desarrollar las competencias con un adecuado balance de vida Adaptar la empresa (cultura y organización) para responder a los nuevos retos Fortalecer la gestión de información como un habilitador de la sostenibilidad Fortalecer la capacidad organizacional para innovar Perspectiva Aprendizaje y desarrollo

20. Elementos Gobierno Corporativo

21. Código de Buen Gobierno • Código de Ética ISA y sus Empresas • Código Antifraude • Políticas Empresariales • GOBIERNO CORPORATIVO XM

22. Filiales e Inversiones de XM

23. Cifras Financieras XM Beneficios fiscales Resultados Nuevos Negocios Ahorros en gastos AOM Utilidad Incursión Nuevos Negocios Capital de trabajo Crecimiento del patrimonio

24. Indicadores Financieros

25. Sistema de Control Interno • Procesos de ASIC, TIE, LAC, CND • No se evidenció incumplimiento a la regulación o normatividad aplicable. • Los procedimientos se encuentran ajustados a lo estipulado en la regulación vigente. • Control Fiscal • Gestión y resultados favorable y cuenta fenecida para el 2012. • Calificación de 95.45 sobre 100. • Sin hallazgos fiscales • Auditoría Gestión y Resultados • Opinión favorable en cuanto a la gestión interna de la Empresa, teniendo en cuenta su objeto social, objetivos generales y eficiencia como organización. • Certificación vigente • ISO 9001: Sistema de Gestión de Calidad. • Certificación ISO 27000 Sistema de Gestión de Seguridad de información • Revisor Fiscal • Estados financieros reflejados de forma razonable en sus aspectos de importancia en el 2012. • Adecuado Sistema de Control • Auditoría Interna • Comité de Auditoría • Evaluación permanente al Sistema de Control Interno, generando oportunidades de mejora para su fortalecimiento.

26. 1° Foro de Ética del Sector Eléctrico: La Ética: Energía que nos diferencia

27. Nos entusiasma lo que hacemos y nos enorgullece sentirnos parte de una empresa innovadora que contribuye a construir sistemas sostenibles para un mundo mejor.

28. Premio ANDESCO 2013 a la Responsabilidad Social Empresarial –Categoría Empresas Pequeñas-

29. Operación del Sistema Interconectado Nacional –SIN-

30. Características del Sistema TRANSMISIÓN

31. Características del Sistema 15,108 GWh Demanda máxima de Potencia: 9.504 MW Demanda de Energía : 59.4 TWh en 2012

32. Centro Nacional de Despacho ASEGURAMIENTO DE LA OPERACIÓN

33. Planeación de la Operación • Coordinar el planeamiento operativo energético y eléctrico de los recursos del SIN en el largo y mediano plazo, así como los controles y protecciones para obtener el comportamiento esperado del sistema.

34. Programación de la Operación Realizar el Despacho Económico Coordinado de generación, según la subasta diaria de ofertas, considerando las condiciones de seguridad eléctrica y energética del SIN en el corto plazo.

35. Coordinación de la Operación Interconexiones Internacionales Generación Sistema de Transmisión Nacional Sistema de Transmisión Regional

36. Aseguramiento de la Operación • Liderar la administración de los riesgos que afectan la seguridad operacional del SIN en sus diferentes horizontes y asegurar la continuidad de los procesos del Centro Nacional de Despacho. Seguimiento evolución del SIN y aplicación normativa Seguimiento a la Operación. Análisis de eventos Entrenamiento, Habilitación y Certificación. Continuidad del negocio

37. Principales riesgos para la atención confiable de la demanda

38. Riesgos en la atención de la demanda • La capacidad de satisfacer las necesidades de energía que tienen los usuarios finales, aun teniendo fallas inesperadas en equipos u otros factores que puedan reducir la cantidad de energía disponible. Capacidad que tiene el sistema de potencia para soportar perturbaciones repentinas e inesperadas. Tener los recursos suficientes para ofrecer a los clientes el suministro continuo de energía eléctrica con el voltaje y la frecuencia adecuada la mayor parte del tiempo posible. Tomado de la NERC

39. Seguimiento a principales riesgos

40. Bolívar • Atlántico CQR - Valle • Seguimiento a principales riesgos en la atención de la demanda En la red de la subárea se presenta agotamiento en la capacidad de transformación y en la red de 110 kV. Adicionalmente, se presenta atrapamiento de la generación (Tebsa, Barranquilla, Flores 1 y Flores 4) por lo que se requiere mantener un balance entre estas plantas. La contingencia del transformador de Cartago sobrecarga el circuito La Rosa – Dosquebradas 115 kV, requiriendo para su cubrimiento generación de seguridad a 115 kV en el Valle. • La conexión actual de la carga de Bosque y Chambacú, de manera radial por medio del transformador Bosque 220/66 kV, reduce de manera significativa la confiabilidad de la demanda. Por lo anterior, es necesario que el OR normalice lo antes posible la conexión del transformador, sincronizando el sistema de 66 kV de la subárea Bolívar. En 2016 se mejoran las condiciones con la entrada de Caracolí 230 kV y obras asociadas en 115 kV. Actualmente, los agentes involucrados, la UPME y el CND, están evaluando las mejores conexiones en el STN/STR luego de la entrada del proyecto, ya que las definidas a la fecha no eliminan el 100 % de las restricciones. De acuerdo con información de Electricaribe, para el 18 de junio de 2014 será enmallada Bosque 66 kV con la red de 66 kV de la subárea Bolívar. Al finalizar octubre EPSA y EEP instalarán un ESPS, hasta la entrada del segundo transformador de Cartago 230/115 kV (Julio 2014). Momento en el cual la N-1 Virginia – Cartago 230 kV comienza a sobrecargar el mismo corredor. Se espera que el esquema este implementado para el 10 de noviembre.

41. Oriental Huila - Tolima Córdoba – Sucre y Atlántico • Seguimiento a principales riesgos en la atención de la demanda La operación del circuito en “T” Prado – Natagaima – El Bote 115 kV pone en riesgo la atención de la demanda y esta limitando la generación de la Central Hidroeléctrica Amoyá por dificultades con la red que impide el cierre total del enlace. Retraso en la fecha de entrada del proyecto Nueva Esperanza (2016) Se han presentado sobrecargas en los transformadores de Chinú 500/110 kV y Sabanalarga 220/110 kV, para los cuales ha sido necesario programar demanda no atendida. El 23 de octubre entró en operación el tercer transformador de Chinú 500/110 kV Segundo transformador de Sabanalarga 220/110 kV sin concepto por parte de la UPME En el pasado Comité de Distribución, se informó por parte de Enertolima que hay 11 km de línea entre el Rio Patá y la subestación el Bote 115 kV al que no se le ha realizado mantenimiento durante los últimos años y el estado de la servidumbre genera riesgo para la operación del circuito. Por lo anterior, y dada la baja confiabilidad que esto representa se esta evacuando la energía de Amoyá por el enlace a Prado. Se están gestionando medidas operativas que garanticen de una manera confiable y segura la atención de la demanda máxima de los próximos años. Por lo tanto, se requiere la entrada oportuna de la compensación capacitiva en Bogotá y Meta, SVC subestación Tunal, segundo transformador 500/115 kV en subestación Bacatá y reconfiguraciones a 115 kV. (gestión y seguimiento de todas las instituciones).

42. Rojo: Bajas tensiones y sobrecargas en condición normal de operación y con contingencia sencilla. • Naranja: Contingencia sencilla, para las cuales no se cuenta con generación de seguridad suficiente para su cubrimiento. • Amarillo: Contingencia sencilla y se cuenta con generación de seguridad • Resumen diagnóstico restricciones del SIN, que generan DNA • - 54 restricciones - 2013 2015 2018 Nota: Se consideran solo los proyectos con concepto UPME 54 25 45 32 Restricciones Restricciones Restricciones Restricciones DNA: 0.05% de la demanda total del SIN DNA: 0.05% de la demanda total del SIN DNA: 0.15% de la demanda total del SIN DNA: 25% de la demanda total del SIN DNA: 15% de la demanda total del SIN DNA: 31% de la demanda total del SIN

43. Resumen restricciones actuales Estado de las alternativas El 26 % de las alternativas para eliminar o reducir restricciones no se encuentran definidas, el 39 % fueron definidas pero se encuentran pendientes por convocatoria o por concepto de la UPME y el 35 % ya se encuentra adjudicado y con concepto aprobado.

44. Riesgos por retraso de entrada de proyectos Transmisión y Generación

45. Fecha de entrada en operación Concepto UPME: Diciembre 2012. Fecha de entrada en operación Concepto UPME: Diciembre 2012. Proyecto Sogamoso 500/230 kV y obras asociadas Subestación Bosque 220/66 kV – 150 MVA y obras asociadas Proyecto Nueva Esperanza 500/230/115 kV y obras asociadas Proyecto Armenia 230/115 kV y obras asociadas Tercer transformador Chinú 500/115 kV -150 MVA Segundo transformador Jamondino 230/115 kV – 150 MVA Definición del proyecto: Junio 2009 Plan de Expansión 2009 – 2023. Fecha de entrada en operación según Resolución MME 180946 de 2011: Septiembre 2013. Primera fecha de entrada en operación según Documentos de Selección de la UPME: Junio 2013. Definición del proyecto: Junio 2009 Plan de Expansión 2009 – 2023. Fecha de entrada en operación según Resolución MME 180946 de 2011: Noviembre 2011. Primera fecha de entrada en operación según Documentos de Selección de la UPME: Noviembre 2013. • Definición: Diciembre 2007 Plan de Expansión 2008 – 2022. • Fecha de entrada en operación según Resolución MME 182149 de 2007: Noviembre 2009. • Primera fecha de entrada en operación según Documentos de Selección de la UPME: Octubre 2010. Definición del proyecto: Diciembre 2007 Plan de Expansión 2008 – 2022. Fecha de entrada en operación según Resolución MME 182149 de 2007: Noviembre 2010. Primera fecha de entrada en operación según Documentos de Selección de la UPME: Octubre 2011. Seguridad • Proyectos de expansión que a la fecha deberían estar en operación Minimiza restricciones Elimina restricción Impone nueva restricción

46. Proyectos transmisión definidos para 2015 Seguridad Seguridad Proyectos definidos para 2015 Caracolí 1 En los Planes de Expansión de la UPME 2010 – 2024, 2012 – 2025 y 2013-2026, se definieron los proyectos a entrar en operación en 2015 2 Chinú-Montería-Urabá Bello-Guayabal-Ancón 3 En la reunión CAPT 121 la UPME en conjunto con el CAPT, decidió solicitar al MME el cambio de fecha de entrada del 2015 al 2016, con el fin de lograr cumplir con los tiempos actuales de licenciamiento y construcción de los proyectos en el STN. 4 Suria 5 Tuluní En la reunión CAPT 122 la UPME informó que espera adjudicar estos proyectos a más tardar en diciembre de 2013.

47. Proyectos transmisión definidos 2016-2018 Seguridad Seguridad En la reunión CAPT 122 la UPME informó que espera adjudicar estos proyectos a más tardar en junio de 2014.

48. Proyectos de generación que a la fecha deberían estar en operación Termocol Amoyá* • Capacidad Efectiva Neta: 150 MW • Tecnología: Carbón • Conexión: S/E Cerromatoso 110 kV • Fecha OEFincial: Diciembre 2012 (reconfiguración diciembre 2013) • Capacidad Efectiva Neta: 201 MW • Tecnología: Gas Natural / Diesel (Fuel Oil 2) • Conexión: S/E Termocol 220 kV • Fecha OEFinicial: Diciembre 2012 (reconfiguración diciembre 2013) • Capacidad Efectiva Neta: 80 MW • Tecnología: Hidráulica • Conexión: S/E Tuluní 115 kV • Fecha OEFincial: Diciembre 2012 (reconfiguración diciembre 2013) 48 Gecelca3 Asignación de plantas nuevas, subasta de mayo 6 de 2008 Suficiencia *Se encuentra en operación desde mayo de 2013 Total MW Asignados 2013: 429 MW Total MW disponibles a la fecha: 80 MW No serán ejecutados Presenta retrasos

49. Proyectos de generación futuros - GPPS Cucuana Sogamoso Miel II • Capacidad Efectiva Neta: 135 MW • Tecnología: Hidráulica • Conexión: - • Capacidad Efectiva Neta: 60 MW • Tecnología: Hidráulica • Conexión: Mirolindo 115 kV • Capacidad Efectiva Neta: 396 MW • Tecnología: Hidráulica • Conexión: Nueva S/E Quimbo 230 kV • Capacidad Efectiva Neta: 800MW • Tecnología: Hidráulica • Conexión: Nueva S/E Sogamoso 230 kV 49 Quimbo Asignación de plantas nuevas, subastas de junio 2008, diciembre 2011 y enero de 2012. Año de entrada inicial 2014 Suficiencia De acuerdo a cronograma Presenta retrasos No serán ejecutados Depende de la entrada del proyecto de expansión

50. Proyectos de generación futuros - GPPS Ambeima San Miguel Gecelca 32 • Capacidad Efectiva Neta: 400 MW • Tecnología: Hidráulica • Conexión: - • Capacidad Efectiva Neta: 45 MW • Tecnología: Hidráulica • Conexión: S/E Tuluni 115 kV • Capacidad Efectiva Neta: 250 MW • Tecnología: Térmica • Conexión: Cerromatoso 500 kV • Capacidad Efectiva Neta: 42 MW • Tecnología: Hidráulica • Conexión: S/E San Lorenzo 115 kV • Capacidad Efectiva Neta: 160 MW • Tecnología: Térmica • Conexión: S/E Tasajero • Capacidad Efectiva Neta: 78 MW • Tecnología: Hidráulica • Conexión: Por definir 50 Carlos Lleras Restrepo Porce IV Tasajero II Año de entrada inicial 2015 Suficiencia De acuerdo a cronograma No serán ejecutados