PRESENTACIÓN AL SEÑOR MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA AMYLKAR DAVID ACOSTA MEDINA 11 de Junio de 2014

1. PRESENTACIÓN AL SEÑOR MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA AMYLKAR DAVID ACOSTA MEDINA 11 de Junio de 2014

2. Contenido Aspectos Corporativos Gestión Comercial Gestión Financiera Gestión de Distribución Plan de energización del Chocó

3. ASPECTOS CORPORATIVOS

4. Estructura de DISPAC

5. PLAN ESTRATÉGICO CORPORATIVO • MISIÓN • Prestamos el servicio de energía eléctrica buscando la eficiencia operativa y la mejora continua de los procesos, para el beneficio de nuestros clientes y la generación de valor para la Empresa, con un recurso humano comprometido con el desarrollo económico y social del Departamento del Chocó. • VISIÓN • En 2018 DISPAC será reconocida como una Empresa socialmente responsable con el Departamento del Chocó, valorada por sus clientes, financieramente sólida y con altos estándares de calidad en la prestación del servicio de energía

6. Nueva sede de DISPAC en Quibdó

7. Nueva sede de DISPAC en Quibdó Oficina de atención al cliente

8. Datos comerciales relevantes

9. Datos financieros relevantes

10. GESTIÓN COMERCIAL

11. Comercial Clientes atendidos

12. Comercial Compras de energía

13. Comercial Compras de energía por fuente

14. Comercial Clientes por clase de servicio

15. Comercial Consumos por clase de servicio

16. Comercial Facturación

17. Comercial Facturación

18. Comercial Evolución del costo unitario

19. Comercial Evolución del CU en pesos corrientes y constantes de dic-09

20. Comercial Bechmarking del CU Fuente: publicación en página WEB de cada empresa y publicación Chocó 7 días

21. GESTIÓN FINANCIERA

22. Financiera Estado de resultados

23. Financiera Ingresos operacionales

24. Financiera Costo de Ventas

25. Financiera Gastos operacionales Utilidad

26. Financiera EBITDA

27. Financiera Modelo financiero En razón de la participación accionaria de la Nación en DISPAC (99.99%), el CONFIS solo le autorizó a DISPAC vigencias futuras para comprar energía para su mercado regulado hasta el 31 de julio de 2014, fecha de finalización del actual periodo de Gobierno. Para comprar energía entre el 1º de agosto de 2014 y 31 de diciembre de 2014, DISPAC solo cuenta con los recursos disponibles en el presupuesto anual que entró en vigencia el 1º de enero de 2014. DISPAC ha adelantado dos procesos de contratación de compra de energía, con muy poca participación de oferentes debido a la expectativa del Fenómeno del Niño. En el primer proceso no se presentó ninguna oferta. En el segundo, solo se presentó GECELCA S.A. E.S.P., quien ofertó el 43,3% de la energía requerida por DISPAC (36.720 MWh) a un precio de $200/kWh (a precios de abril de 2014) durante todo el período, que se compara muy desfavorablemente con el precio al que venía comprando la Empresa, de $134/kWh. Aún le falta comprar 48.105 MWh de la energía estimada, para lo cual abrirá un nuevo proceso de contratación. En la siguiente diapositiva se encuentran los resultados del modelo financiero que venía siguiendo la empresa, convenido a principios de año con la calificadora FITCH y actualizado a abril de 2014, y las simulaciones de los siguientes escenarios de compra de energía para atender la demanda regulada de la empresa en una situación de Fenómeno del Niño, entre el 1º de agosto de 2014 y el 31 de diciembre de 2014. Escenario 0: Compra toda la energía requerida estimada, a saber 84.825 MWh en contratos a $200/kWh (36.720 MWh ofertados por GECELCA a $200/kWh + 48.105 MWh a $200kWh en el nuevo proceso de contratación).

28. Financiera Modelo financiero Escenario 0: Compra toda la energía requerida estimada, a saber 84.825 MWh en contratos a $200/kWh (36.720 MWh ofertados por GECELCA a $200/kWh + 48.105 MWh a $200kWh en el nuevo proceso de contratación). Escenario 1: De los 84.825 MWh de la energía requerida estimada compra 36.720 MWh a $200/kWh (ofertados por GECELCA) + 48.105 MWh a $172/kWh en el nuevo proceso de contratación. Escenario 2: De los 84.825 MWh de la energía requerida estimada compra 36.720 MWh a $200/kWh (ofertados por GECELCA) + 48.105 MWh a $220/kWh en el nuevo proceso de contratación. Escenario 3: De los 84.825 MWh de la energía requerida estimada compra 36.720 MWh a $200/kWh (ofertados por GECELCA) + 48.105 MWh a $400/kWh en la bolsa.

29. Financiera Modelo financiero

30. GESTIÓN DE DISTRIBUCIÓN

31. Distribución • El Departamento del Chocó tiene 30 municipios, 17 actualmente interconectados, 15 de ellos atendidos por DISPAC. Los 13 municipios restantes son atendidos principalmente por plantas diésel que no ofrecen el servicio las 24 horas del día y que registran bajas confiabilidad y disponibilidad. • El estudio Planeamiento Energético y Alternativas de Interconexión y/o Prestación de Servicios de Energía 2012-2022, elaborado por la firma Consultoría Colombiana, determinó los siguientes proyectos prioritarios a 115 kV con el fin de disminuir pérdidas técnicas, evitar la presencia de tensiones bajas por efecto del crecimiento vegetativo de la demanda y permitir la expansión del servicio de energía en el Departamento: • Normalizar la subestación El Siete • Cerrar el anillo Ancón Sur - La Virginia, • Reforzar la conexión del STR de DISPAC con el STR de EPM • Instalar compensación reactiva en Quibdó.

32. Cobertura geográfica del servicio de energía

33. Distribución Diagrama Unifilar

34. Distribución Infraestructura 115 kV

35. Subestación Bolombolo • Tipo: Convencional • Tensión: 110 kV • Ubicación: Bolombolo corregimiento del municipio de Venecia Antioquia • Estado: Con amenaza de inundación • Propietario: EPM • Es uno de los puntos de conexión de DISPAC al SIN, conformando el área Antioquia - Chocó

36. Subestación El Siete Infraestructura originalmente conectada, de manera irregular, a la línea 115 kV Bolombolo – Huapango. Fue adquirida por DISPAC a la Minera El Roble en el 2012, con el fin de: mitigar los riesgos de energía no atendida por falla y permitir el cierre del anillo a 115 kV entre las subestaciones Bolombolo de EPM y La Virginia de ISA, para garantizar la calidad del servicio la expansión del sistema DISPAC. Subestación El Siete antes de la modernización

37. Subestación El Siete Se compró por $1,816 millones y fue necesario invertir aproximadamente $3,334 millones para normalizarla y modernizarla, para un total de $5,150 millones. A nivel de Unidades Constructivas, le representa a DISPAC un reconocimiento de inversión de aproximadamente $8,000 millones, para una subestación de 5 MVA 110/13.2 kV Subestación El Siete después de la modernización

38. Subestación Huapango Ubicación: Zona urbana de Quibdó Tipo convencional Transformación: 115/13.2 kV Capacidad: 2 x 30 MVA Demanda: 16 MVA Estado: Limitada para expansión Propietario: DISPAC

39. Subestación Cértegui Subestación tipo convencional con capacidad: de 24.5 MVA Transformación: 115/34.5 kV 17 MVA + 115/13.2 kV 7.5 MVA Ubicación: Zona urbana de Cértegui - Chocó Propietario: DISPAC Recibe la línea 115 kV de La Virginia, 2da conexión del sistema DISPAC al SIN

40. Subestación Istmina Ubicación: Zona urbana de Istmina - Chocó Tipo convencional – nodo terminal Transformación: 115/34.5/13.2 kV Capacidad: 1 x 17 MVA Propietario: DISPAC Repotenciada para dar viabilidad al proyecto de interconexión de Paimadó y San Miguel.

41. Subestación La Virginia Ubicación: Zona rural de La Virginia - Risaralda Tipo convencional Capacidad de transformación: 90 MVA Transformación: 230/115/13.2 kV Propietario: ISA Recibe la línea 115 kV de Cértegui, 2da conexión del sistema DISPAC al SIN

42. Distribución Evolución de Pérdidas Totales

43. Distribución Evolución de Pérdidas Totales

44. Distribución Calidad del servicio

45. Distribución Calidad del servicio

46. Distribución Inversiones Millones de pesos Ir a Expansión del sistema DISPAC