Marzo 8, 2019

E s t a p r e s e n t a c i ó n c o n t i e n e d e c l a r a c i o n e s e i n f o r m a c i o n e s a f u t u r o y

r e l a c i o n a d a a E m p r e s a d e E n e r g í a d e l P a c í f i c o S . A . E . S . P. ( e n

a d e l a n t e “ E P S A ” o “ l a C o m p a ñ í a ” ) q u e s e b a s a n e n e l c o n o c i m i e n t o

d e h e c h o s p r e s e n t e s , e x p e c t a t i v a s y p r o y e c c i o n e s , c i r c u n s t a n c i a s

y s u p o s i c i o n e s s o b r e e v e n t o s f u t u r o s . M u c h o s f a c t o r e s p o d r í a n

c a u s a r q u e l o s r e s u l t a d o s f u t u r o s , d e s e m p e ñ o o l o g r o s d e E P S A s e a n

d i f e r e n t e s a l o s e x p r e s a d o s o a s u m i d o s . S i a l g u n a s i t u a c i ó n

i m p r e v i s t a o c u r r e , o l a s p r e m i s a s o e s t i m a c i o n e s d e m u e s t r a n s e r

i n c o r r e c t a s , l o s r e s u l t a d o s a f u t u r o p u e d e n v a r i a r s i g n i f i c a t i v a m e n t e

d e s l o s a q u í m e n c i o n a d o s . L a s d e c l a r a c i o n e s a f u t u r o s e h a c e n a e s t a

f e c h a y E P S A n o p r e t e n d e n i a s u m e o b l i g a c i ó n a l g u n a d e a c t u a l i z a r

e s t a s d e c l a r a c i o n e s a f u t u r o c o m o r e s u l t a d o d e n u e v a i n f o r m a c i ó n ,

e v e n t o s f u t u r o s o c u a l q u i e r o t r o f a c t o r .

P r o y e c c i o n e s d e C A L I D A D

Términos de la transacciónE P S A d u p l i c a l a c o b e r t u r a

d e s u n e g o c i o d e

d i s t r i b u c i ó n a l s u m a r u n

n u e v o d e p a r t a m e n t o y

4 9 1 . 0 0 0 c l i e n t e s

E P S A s e c o n v i e r t e e n e l

4 t o . j u g a d o r e n C o l o m b i a

a t e n d i e n d o a m á s d e

1 . 11 4 . 0 0 0 c l i e n t e s ( p u e s t o

6 a n t e r i o r m e n t e )

C r e a c i ó n d e v a l o r p o r

p a r t e d e E P S A

a d m i n i s t r a n d o e l n e g o c i o

e n e l T o l i m a

E V Tr a n s a c c i ó n : C O P 1 , 6 8 B n

E V / E b i t d a 2 0 1 9 : 9 , 6 x

E V / E b i t d a 1 2 m ( R e s . 0 1 5 ) 1 : 8 , 5 x

Múltiplos Comparables2

(1)Ebitda de COP 198.000 millones proyectados 12 meses luego de aplicar la Resolución 015 de 2018.

(2)Excluye transacción China Southern Power – Transelec: 18,2x.

(3)Promedio simple es 10,0x. El promedio ponderado por EV de transacción es de 9,9x.

0,0x 2,0x 4,0x 6,0x 8,0x 10,0x 12,0x

Enel Brasil - Electropualo

Enel Brasil - Celg Distribuicao

CPLF Energia - AES Sul Distribuidora

Vinci Capital Partners - Equatorial Energia

Gas Natural Fenosa - CGEGas Natural Fenosa – CGE

Vinci– Equatorial Energía

CPFL – AES

Enel – Celg

Enel – Electropaulo

Promedio 10,0x3

E p s a a d q u i r i r á e l n e g o c i o d eD i s t r i b u c i ó n y C o m e r c i a l i z a c i ó n e n e l T o l i m a

2019

COP 1.571.718 millones

3 meses aproximadamente

2020

COP 30.000 millones

(1) El valor de los contratos de leasing y ajuste de caja es el estimado.

Valor de la

transacción1.680.000

Contratos de leasing1 (56.717)

Ajuste de caja1 (21.565)

Valor de los activos 1.601.718

P r ó x i m o s PA S O S

Cumpl imiento de la

transacción Forma de pago

Fir

ma

Cie

rreGestión de

inmuebles

Autorizaciones y/o notificaciones

gubernamentales

Cesión de permisos

Cesión de contratos

materiales

3 meses

AGENDAU

n n

eg

oc

io

t

ra

ns

fo

rm

ac

io

na

l Tolima A C T I V O S D E D I S T R I B U C I Ó N Y C O M E R C I A L I Z A C I Ó N

Racional de la t ransacc ión

Creación de VALOR

1

2

3

4

5

6

Contr ibuc ión a EPSA

Financiación

Anexos

491.000

994 GWh–año

$1,5 billones

EPSA potencia su negociode distribución en Colombia

Valle del Cauca

❑ 22.140 km2 área

❑ 624.000 clientes (50% de clientes del departamento)

▪ 73% urbano

▪ 27% rurales

❑ 39 municipios atendidos

❑ 10.016 km de red 13,2 kV

❑ 1.013 km de red 34,5 kV

❑ 70 subestaciones de distribución

❑ SAIDI1: 11,7 horas

❑ SAIFI2: 15,1 veces

Tolima

❑ 23.562 km2 área

❑ 491.000 clientes (100% de clientes del departamento)

▪ 76% urbano

▪ 24% rurales

❑ Municipios atendidos: 47

❑ 10.603 km de red 13,2 kV

❑ 1.058 km de red 34,5 kV

❑ 75 subestaciones de distribución

❑ SAIDI: 52,6 horas

❑ SAIFI: 40 veces

(1) SAIDI: mide el tiempo total promedio de interrupción por usuario en un período de tiempo determinado. Calculado en horas.

(2) SAIFI: mide la frecuencia de interrupción por usuario en un período de tiempo determinado. Calculado en número de veces.

+ 78% clientes atendidos

+ 46% energía vendida

+ 72% activos en operación

Transformación estratégicadel negocio de distribución

Generación;

50%

Distribución;

50%

Generación;

40%Distribución;

60%

Pre-transacción Post-transacción

Participación por negocio

EBITDA

[ ]

[

[

Mayor cobertura en el sector de distribución + mayor número de clientes

Extracción de valor dado el

conocimiento adquirido del sector

Racional de laTRANSACCIÓN

+ Compra de los activos en Tolima posiciona a EPSA como uno de los principales distribuidores en Colombia, pasando del 6to al 4to lugar en número de clientes. Aumentará el EBITDA de EPSA +25% y EBITDA T&D +50%

+

+

Apalancamiento en la experiencia de EPSA en el desarrollo de programas de reducción de pérdidas, junto a un marco regulatorio favorable (Resolución 015), impacta positivamente el EBITDA de Tolima (Incremento 30% en el 2018 -2022)

Mayor cobertura (47 municipios – 491.000 clientes (90,6% residencial – 7,9% Comercial –1,5% otros) – 2 ciudades principales) permitirá ofrecer a un mayor número de clientes el portafolio de servicios de EPSA

+ Herramientas para la gestión del negocio (NOVA, medición inteligente y gestión de la demanda) generará una mejora en los indicadores de calidad (SAIDI/SAIFI) de Tolima, disminuyendo la compensación a los clientes y reduce necesidades de inversión

+ Economías de escala generadas por EPSA como operador de red permitirá eficiencias en los costos de unidades constructivas

Oportunidades de creación de valor en Tolima al incrementar el EBITDA/Cliente a niveles de EPSA. Objetivo de los próximos 3 años alcanzar entre $400.000/cliente - $450.000/cliente (+30%), actualmente está en $346.000/cliente

+

Potencial del cambio

Integración de la cultura de innovación, capacidad tecnológica (NOVA) y experiencia de servicio al cliente, permitirá elevar los estándares de calidad de Tolima

+

Clie

nt

es

t

ot

ale

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or

d

is

tr

ib

uid

or

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n

Co

lo

mb

ia

# M

illio

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s

+

~491.000 Clientes Tolima

~624.000 Clientes EPSA

+

1.115.000

=

Otros

[

[

Epsa + Tolima4to distribuidor en Colombia

4,1

3,3

2,6

1,1

0,7 0,4 0,4 0,4 0,3 0,3 0,5

-

0 ,5

1,0

1,5

2 ,0

2 ,5

3 ,0

3 ,5

4,0

4,5

Gru

po

EPM

Co

densa

Ele

ctr

ica

rib

e

EP

SA

+ E

nert

olim

a

EM

CA

LI

EB

SA

CED

EN

AR

CEO

Ele

ctr

ohu

ila

EM

SA

Otr

os

100 .000

120 .000

140 .000

160 .000

180 .000

200.000

220.000

240.000

2016 2018 2020p 2022p

Eb

itd

a

✓ Resolución 015 genera un incentivo a mejoras en calidad

y disminución de pérdidas, dado que toda inversión en

este tipo de actividades impacta positivamente el EBITDA

de la compañía

✓ Incremento en el acotamiento del AOM (Resolución 015)

es positivo para la compañía

✓ La experiencia de EPSA en el mantenimiento de la red de

distribución actual + construcción de proyectos Plan 5

Caribe, permite generar eficiencias en términos del valor

de las unidades constructivas

2018 – 2022

+30%

10,0%

11,0%

12,0%

13,0%

14,0%

15,0%

16,0%

17,0%

2018 2019p 2020p 2021p 2022p

15,8%✓ Mayor inversión en redes (2019: COP 116.000 mm) +

conocimiento técnico de EPSA, generará una disminución en las

pérdidas de energía y mejora en la calidad. SAIDI disminuiría de

52,6 horas (2018) a 45 (2021) – SAIFI de 40 veces (2018) a 36

(2021). Estos resultados tendrán un impacto positivo en el Ebitda

de la compañía (menos GWh comprados en el mercado - >GWh

vendidos)

✓ La compañía espera una reducción de pérdidas de 15,8% a un

nivel alrededor de 9%- 9,5% en los próximos 10 años, llegando a

niveles cercanos a la eficiencia de EPSA

Pérd

idas

Disminución de las pérdidas

2018 – 2022: (20% - 30%)

CrecimientoObjetivos 2019 -2021

SAIDI1

Horas

SAIFI2

Veces

Pérdidas

EBITDA/ClienteMiles COP

8,7% 8,3% 8,4% 8,3%

20,0% 18,2% 18,6%

15,8%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

2015 2016 2017 2018

EPSA TOLIMA

(1) SAIDI (System Average Interruption Duration Index): mide el tiempo total promedio de

interrupción por usuario en un período de tiempo determinado. Calculado en horas.

(2) SAIFI (System Average Interruption Frequency Index): mide la frecuencia de interrupción

por usuario en un período de tiempo determinado. Calculado en número de veces.

541,5

346,4

EPSA

TOLIMA

73,2

54,9 52,6

13,7 16,3 11,7

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

2016 2017 2018

Tolima Epsa

50,546,2

40,0

15,719,5

15,1

0,0

20,0

40,0

60,0

2016 2017 2018

Tolima Epsa

Creación de valorEficiencia y mejora de indicadores de calidad y pérdidas

Clientes Ingresos (COP

mm)EBITDA (COP mm)

Energía / Cliente (GWh-a)

2018

$0.84bn

3.296 GWh

Energía comercializada

EPSA

623,9

TOLIMA

490,8

1.114

EPSA

TOLIMA

25%

2018

$2.3bn

EPSA

80%

TOLIMA

20%

3,66

2,03

EPSA

TOLIMA

EPSA

70%

TOLIMA

30%

3.280 Gwh

Contribución deTolima a EPSA

1571

771

800

Transacción Crédito puente Mercado de valores

Fuentes y usosCifras en miles de millones COP

• Banca local

• Banca internacional

• Generación de caja

• Optimización de activos existentes

• Los accionistas apoyan la transacción

FinanciaciónNegocio de distribución y comercialización en el Tolima

Crédito puente

Crédi to puente pagado con:

157.7

32

229.2

88

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

P e r f i l d e ve n c i m i e n t oCifras en millones COP

P r o g r a m a d e e m i s i ó n d e b o n o s

• Incremento del programa en COP 1,1 billones

• Monto global de COP 2,0 billones

• Estatus: JD autorizó iniciar trámite ante la SFC

E m i s i ó n d e b o n o s 1 p o r C O P 1 , 1

b i l l o n e s

Uso de los fondos

COP 800.000 pago de la adquisición

activos de Tolima

COP 300.000 reperfilamiento de la deuda y

fortalecer la liquidez.

Alargar la vida media de la deuda

Actual: 6,9 años

Esperada: > a 8 años

Mercado de capitalesEmisión de bonos ordinarios

(1) Emisión de bonos sujeta a previa aprobación por parte de la Superintendencia

Financiera de Colombia.

132

111

77

58

-15

Ebitda KW Neto Impuestos Capex Intereses Flujo de Caja

F l u j o d e e f e c t i vo To l i m a 1

COP miles de millones

• Operación de Tolima alcanza para solventar

el mayor endeudamiento

• Tolima llega con operaciones generando

Ebitda.

• Flujo de caja de EPSA positivo para

mantener estrategia de crecimiento en

renovables y portafolio de clientes

• Escudo fiscal de EPSA juega a favor.

(1) Flujo de caja de Tolima proyectado al cierre de 2019 del período que EPSA toma la operación.

EPSA mantiene suSOLIDEZ FINANCIERA

Flujo de caja

I n g r e s o sCOP billones

1,64 1,63 1,65 1,77 2,00

0,71

2015 2016 2017 2018 2019p

EPSA Tolima

E b i t d a y M a r g e n E b i t d aCOP miles de millones y %

652 674 624 674835

198

39,7%41,3%

37,7% 38,2% 38,6%

20,0%

25,0%

30,0%

35,0%

40,0%

45,0%

50,0%

0

500

1.000

1.500

2.000

2015 2016 2017 2018 2019p

EPSA Tolima Mg. Ebitda

1,511,76

2,65

2,14 1,99

0

1

2

3

0

1000

2000

3000

4000

2017 2018 2019p 2020p 2021p

Deuda Deuda/Ebitda

D e u d a b r u t a y A p a l a n c a m i e n t oCOP miles de millones y veces

Deuda/Ebitda2019

1T 2T 4T

EPSA 1,97x 3,93x 2,65x

Celsia consolidado 3,22x 4,36x 3,48x

Celsia separado1 0,9x 0,9x 0,9x

(1) Celsia separado: se calcula con la deuda/(Ebitda+dividendos)

EndeudamientoEstructura post - adquisición

ANEXOS

P r i n c i p a l e s e n t i d a d e s e s t a t a l e s y r e g u l a t o r i a s d e l s e c t o r e l é c t r i c o

Entidad

Ministerio de minas y

energía

Responsabilidades

Política eléctrica:

Responsable de establecer el marco regulatorio, la planeación y el direccionamiento de

políticas de largo plazo para el sector

CREG: Comisión de

regulación de energía y

gas

Regulación:

Responsable por los aspectos regulatorios del mercado eléctrico. Define la estructura de tarifas

para consumidores, cargos de transmisión y garantiza el acceso libre a la red. Impone estándares

para el mercado mayorista, garantizando la calidad y eficiencia del servicio

UPME: Unidad de

planeación minero

energética

Planeación:

Responsable de la planeación del sistema y de proveer soporte para la implementación

de políticas para el sector

XM

Operación:

Responsable del manejo operativo del mercado de energía mayorista colombiano,

cumplimiento de las operaciones y recolección de los pagos por las transacciones de

energía

Superintendencia de

servicios públicos

Vigilancia y control:

Responsable por el monitoreo, inspección y control de las compañías de servicios

públicos domiciliarios. Protege los derechos de los usuarios y proveedores del servicio

MarcoRegulatorio

Intercolombia41,05%

Grupo Energía Bogotá5,84%EPM

9,95%

Transelca6,36%

Electricaribe5,62%

Celsia ¹4,76%

Codensa4,67%

ESSA2,55%

Otros19,20%

Fuente: XM

1) Incluye todas las líneas de transmission independientemente de su tensión

Líneas Extensión

Transmisión 110 – 115 kV 10,670 Km

Transmisión 138 kV 16 Km

Transmisión 220 – 230 kV 12,689 Km

Transmisión 500 kV 2,535 Km

Subestación (Asociada a generación hídrica)

Subestación 500 kV

Subestación 220 kV

Subestación (Asociada a generación termica)

Líneas 220 kV

Líneas 500 kV

25,909 Km

Sistema deTransmisión de energía

Ingreso

regulado

Inversiones

(Activos netos * tasa de

descuento +

depreciación)

Gastos AOM

Incentivos

Pérdidas

de energía

Calidad del

servicio

Eficiencia en

inversiones

Eficiencia en

gastos

Información

para el

regulador

Planes de inversión

• Expansión

• Reemplazo

• Calidad

• Pérdidas

• Nuevas

tecnologías

Administración de

activos

Ingreso regulado:

• El ingreso es ajustado cada año con la demanda de

energía del año previo, esto elimina el riesgo de demanda

(si la demanda decrece la tarifa regulada crece y

viceversa)

Inversiones:

• La remuneración de las inversiones está basada en el

costo de reposición depreciado

• Las compañías deben presentar un plan de inversiones

para el periodo tarifario y una tasa regulada es aplicada a

los activos netos + depreciaciones

• El método de remuneración crea un incentivo para invertir

y requiere el envío de mayor información por parte de las

compañías al regulador

Gastos AOM

• El gasto eficiente es calculado de una base de datos

obtenida de un grupo de compañías de distribución

Incentivos

• El plan de inversión presentado deberá mejorar la calidad

del servicio prestado (i) Disminuyendo la frecuencia y

duración de las interrupciones en el servicio prestado y (ii)

Disminuyendo el nivel de energía perdida haciendo a la

compañía más rentable

Las compañías de distribución reciben un ingreso regulado bajo el marco normativo

actual (CREG 015 2018), el cual es aplicable para un periodo de 5 años comenzando en

julio de 2019

R e s o l u c i ó n C R E G 0 1 5 - 2 0 1 8

Fuente: CREG

Regulación deActivos de distribución

Marzo 8, 2019