INFORME DE GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA No.248 01 de junio de 2012.

INFORME DE GESTIÓNJUNTA DIRECTIVA No.248

01 de junio de 2012

ORDEN DEL DIA

01/06/2012

2

Í tem TEMA TI EMPO HORA

I NI CI O HORA FIN

1 Verificación del Quórum 00:05 09:00 a.m. 09:05 a.m.

2 Aprobación del Orden del Día 00:05 09:05 a.m. 09:10 a.m.

3 Aprobación Acta No. 247 del 4 de mayo de 2012

00:10 09:10 a.m. 09:20 a.m.

4 Presentación Proposiciones 01:00 09:20 a.m. 10:20 a.m.

5 Informe de Gestión 01:30 10:20 a.m. 11:50 a.m.

6 Proposiciones y Varios 00:10 11:50 a.m. 12:00 m.

Tiempo total 03:00 Hora fin 12:00 m.

Informe Negocio Comercialización

Informe Negocio Distribución

Informe Financiero

CONTENIDO

3

01/06/2012

Comportamiento usuarios facturados

Composición del mercado

Energía vendida

Ventas Facturadas

Ingresos SDL

Demanda Operador de Red

Demanda Comercial

Indicadores de Mercado

Operación Comercial

Comportamiento de la Cartera

Costo Unitario

Participación Mercado Quindío

Alumbrado Público

Avance Escuela Nueva

4

01/06/2012

1. INFORME NEGOCIO COMECIALIZACIÓN

Al analizar el mes de abril de 2012 se observa un incremento mensual de 0.20%. Al compararse los usuarios facturados en este mes con los facturados en abril de 2011, el crecimiento alcanzado es del orden del 1.77%. Respecto a la proyección de usuarios para el mes de abril de 2012, se observa una desviación positiva de 0.29%.

ENER FEBR. MARZ ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOS SEPT. OCT NOV DIC.

2011

155466 155711 155684 155,922

156143 156346 156582 156762 156695 156991 157158 157462

2012

157,874

158,083

158,369

158,682

NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN

Proyección 2012

157952.910642294

158144.575231385

157990.669990413

158,214

158458.545088612

158612.068744493

158795.298442313

158914.359534489

158592.778071349

158924.766040122

159179.796380942

159606.095309656

151,500

152,500

153,500

154,500

155,500

156,500

157,500

158,500

159,500

155,922

158,682

158,214

Comportamiento suscriptores facturadosAbril de 2012

Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

01/06/2012

5

TOTAL AÑO 2011NUMERO DE

USUARIOS ABR 2011

% ABR 2012CONSUMO

MWhABR 2011

% ABR 2012VALOR

FACTURADO MILL $

2011% ARB 2012

RESIDENCIAL 141.190 89,0% 16.469 58,2% 6.961 59,6% Estrato 1 32.284 20,3% 3.231 11,4% 1.379 11,8% Estrato 2 54.598 34,4% 5.815 20,6% 2.487 21,3% Estrato 3 35.363 22,3% 4.552 16,1% 1.913 16,4% Estrato 4 10.136 6,4% 1.515 5,4% 625 5,4% Estrato 5 7.609 4,8% 1.110 3,9% 455 3,9% Estrato 6 1.200 0,8% 247 0,9% 101 0,9%

NO RESIDENCIAL 17.492 11% 11.818 41,8% 4.719 40,4%COMERCIAL 13.215 8,3% 6.391 22,6% 2.664 22,8%INDUSTRIAL 1.390 0,9% 1.741 6,2% 703 6,0%OFICIAL 858 0,5% 1.177 4,2% 471 4,0%ESPECIAL 492 0,3% 357 1,3% 145 1,2%PROVISIONAL 657 0,4% 231 0,8% 95 0,8%AREAS COMUNES 856 0,5% 338 1,2% 137 1,2%

ALUMBRADO PUBLICO 8 0,01% 383 1,4% 123 1,1%MNR COMERCIAL 5 0,003% 344 1,2% 109 0,9%MNR INDUSTRIAL 8 0,005% 634 2,2% 202 1,7%MNR OFICIAL 3 0,002% 222 0,8% 70 0,6%TOTAL 158.682 28.287 11.680

Composición del mercado - abril de 2012


6

01/06/2012

El total de Unidades vendidas en abril de 2012 presenta un decremento del 3.2% respecto a las unidades vendidas en abril de 2011. Comparando el total de unidades vendidas en este mes con relación a las unidades presupuestadas se observa un decremento del 3.91%. Haciendo el análisis en forma acumulada se observa un decremento del 1.8% al comparar el acumulado a abril de 2012 frente al acumulado a abril de 2011, y frente al presupuesto acumulado se tiene una desviación negativa de 2.6%.

ENER FEB MAR ABR MAY JUN. JUL. AGS. SEPT OCT NOV DIC. ENER FEB MAR ABR MAY JUN. JUL. AGS. SEPT OCT NOV DIC.

Acu.Ventas.11

29994.389

58516.181

86962.434

116175.759

143254.599

172339.04

200608.367

228941.538

257787.961

286391.573

314625.914

344220.329

Acu.Ventas.12

30600.247

58732.312

85836.712

114123.8


PPTO 2012

30237.0351299

308

58964.3104006

859

87725.2007453

68

117164.672125

049

144621.736727

528

173938.317453

868

202530.509187

914

231183.576056

748

260454.291997

305

289525.804763

592

319299.593865

927

349500.995712

254

2011

29994.389

28521.792

28446.253

29,213 27078.84

29084.441

28269.327

28333.171

28846.423

28603.612

28234.341

29594.415

2012

30600.247

28132.065

27104.4 28,287 NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN

PPTO 2012

30237.0351299

308

28727.2752707

551

28760.8903446

821

29,439 27457.0646024

79

29316.5807263

393

28592.1917340

465

28653.0668688

34

29270.7159405

569

29071.5127662

866

29773.7891023

354

30201.4018463

268

17,000

21,000

25,000

29,000

15,000 45,000 75,000 105,000 135,000 165,000 195,000 225,000 255,000 285,000 315,000 345,000 375,000 405,000 435,000

29,213

28,287

29,439

Energía vendida (MWh) Marzo de 2012


7

01/06/2012

Energía vendida (MWh) con recuperación abril de 2012

El total de Unidades vendidas más las unidades recuperadas en el proceso pérdidas, presentan variación negativa de 3.1% en abril de 2012 respecto a las unidades vendidas y recuperadas en Abril de 2011. Comparando el total de unidades vendidas en este mes con relación a las unidades presupuestadas, se observa un decremento del 3.59%. Haciendo el análisis en forma acumulada se observa un decremento del 1.7%, al comparar el acumulado abril de 2012 frente al acumulado abril de 2011, y frente al presupuesto acumulado se tiene una desviación negativa de 2.3%.

ENER FEB MAR ABR MAY JUN. JUL. AGS. SEPT OCT NOV DIC. ENER FEB MAR ABR MAY JUN. JUL. AGS. SEPT OCT NOV DIC.

Acu.Ventas.11

30025.639

58597.901

87119.127

116396.753

143500.897

172652.601

200970.493

229349.825

258295.517

286992.208

315397.638

345098.249

Acu.Ventas.12

30649.736

58885.594

86062.165

114446.078


ACUM.PPTO12

30237.035129930

8

58964.310400685

9

87725.200745368

117164.67212504

9

144621.73672752

8

173938.31745386

8

202530.50918791

4

231183.57605674

8

260454.29199730

5

289525.80476359

2

319299.59386592

7

349500.99571225

4

2011

30025.639

28572.262

28521.226

29,278 27104.144

29151.704

28317.892

28379.332

28945.692

28696.691

28405.43 29700.611

2012

30,650 28,236 27,177 28,384 -NaN -NaN -NaN -NaN -NaN -NaN -NaN -NaN

PPTO 2012

30237.035129930

8

28727.275270755

1

28760.890344682

1

29,439 27457.064602479

29316.580726339

3

28592.191734046

5

28653.066868834

29270.715940556

9

29071.512766286

6

29773.789102335

4

30201.401846326

8

17,000

21,000

25,000

29,000

25,000

75,000

125,000

175,000

225,000

275,000

325,000

375,000

425,000 29,278

28,384

29,439

8


01/06/2012

Los ingresos por ventas de energía de abril de 2012 presentan un incremento del 4.28% respecto a los ingresos de abril de 2011, al analizar los ingresos de abril de 2011 con lo presupuestado se observa un incremento del 1.14%. Haciendo el análisis en forma acumulada se observa un incremento del 9.0%, al comparar el acumulado a abril de 2012 frente al acumulado a abril de 2011, y frente al presupuesto acumulado se tiene una desviación positiva de 1.20%.

ENER FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGS SEPT OCT NOV DIC ENER FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGS SEPT OCT NOV DIC

Acu.Ppto2012

12101.4718365

56

23546.6227838

229

34892.9514825

274

46441.2787228

302

57259.0386714

956

68872.9885522

394

80185.8124180

62

91544.8698454

875

103118.028442

132

114600.974113

921

126381.780371

952

138376.693463

722

Acum.2012

12584.825855

24140.68426

35320.991207

47000.550721


Acum.2011

11028.227292

21603.540652

31916.295968

43116.8862340

001

53535.006983

64754.609504

75859.995645

87186.767002

98728.39376

110117.536031

121300.261722

133193.130153

PPTO 2012

12101.4718365

56

11445.1509472

669

11346.3286987

045

11,548 10817.7599486

653

11613.9498807

439

11312.8238658

225

11359.0574274

255

11573.1585966

444

11482.9456717

887

11780.8062580

311

11994.9130917

704

2012

12584.825855

11555.858405

11180.306947

11,680 NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN

2011

11028.227292

10575.31336

10312.755316

11,201 10418.120749

11219.602521

11105.386141

11326.771357

11541.626758

11389.142271

11182.725691

11892.868431

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

13,000

10,000

30,000

50,000

70,000

90,000

110,000

130,000 11,548

11,680

11,201

Ventas facturadas – abril de 2012

9


01/06/2012

Análisis ingresos SDL mercado QuindíoAbril de 2012

Los ingresos de abril de 2012 están un 2.77% por encima de los ingresos del mismo mes de 2011. Acumulado a abril los ingresos se encuentran un 5.3% por encima del acumulado del año 2011 y 1.2% por encima del presupuesto, que se explica por el aumento del IPP real sobre el proyectado.

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Ingresos OR 2012

5363.30684857372

4985.19629227354

4820.00272799376

5053.831808


Ingresos OR 2011

4828.70199666657

4753.03768637763

4709.48058666933

4917.71894336503

4623.59420058322

4973.24703707223

4858.37390813064

4880.92178269326

4941.72404722381

4906.46425657054

4898.55121072712

5156.41555410727

Ingresos PPTO 2012

5150.48036099689

4886.62636710518

4909.414645549

5039.12291738166

4754.75537811081

5100.09160373236

4948.35002043741

4933.76723563493

5032.1509558137

5006.37338419267

5122.23985359372

5216.23256109496

4,275

4,575

4,875

5,175

5,475

5,775

$ Mill

10


01/06/2012

Demanda operador de RedAbril de 2012

En abril de 2012 la demanda del operador de red disminuyó 0.32% con respecto al mismo mes del año anterior. Acumulado a abril de 2012 la demanda se encuentra 0.56% por encima del acumulado del año anterior.

Ener Feb Marz Abril Mayo Junio Julio Agos Sept Oct Nov Dic

Demanda OR 2012

35970.75025

33959.33439

36290.54802

34535.60616


Demanda OR 2011

36393.57448

32691.24173

36245.87949

34646.7255

36461.89157

35054.1588

36211.777

36610.09769

35556.37558

36303.82695

35543.50525

38197.27142

Demanda PPTO 2012

36980.692334117

2

34499.470611869

9

36349.413288730

5

35568.420675036

2

36447.097245005

6

34716.993366214

9

36141.052835570

8

35977.943488774

6

35400.862539631

4

36617.513938191

2

35466.933331874

8

37740.553392154

5

32,500

33,500

34,500

35,500

36,500

37,500

38,500

MWh

11


01/06/2012

Análisis de la demanda comercial Abril de 2012

La demanda se comportó 5% por debajo con respecto al presupuesto y 2.77% por debajo con respecto al año anterior.


PRESUPUESTO 2012

33994.150076

4481

31764.063365

0962

33553.731369

9432

32870.357417

8569

33578.221785

8866

31873.310412

4192

33507.811450

8259

33421.435200

9781

32826.693934

3596

33959.317541

9472

32912.393107

1633

35168.223722

5084

REAL 2011

33853.65519

30447.27225

33629.32491

32102.90662

33813.14011

32434.24426

33524.9607

33776.12237

32735.60846

33340.42672

32644.65231

35254.03467

REAL 2012

32716.83334

30632.30104

32683.19296

31212.46949


28,500

29,500

30,500

31,500

32,500

33,500

34,500

35,500

MWH

12


01/06/2012

Análisis de la demanda comercial Acumulada Abril de 2012

La demanda se comportó 3.74% por debajo con respecto al presupuesto y 2.14% por debajo con respecto al año anterior.


PRESUPUESTO 2012

33994.150076448

1

65758.213441544

1

99311.944811487

3

132182.30222934

4

165760.52401523

1

197633.83442765

231141.64587847

6

264563.08107945

4

297389.77501381

5

331349.09255576

1

364261.48566292

6

399429.70938543

4

REAL 2011

33853.65519

64300.92744

97930.252349999

9

130033.15897

163846.29908

196280.54334

229805.50404

263581.62641

296317.23487

329657.66159

362302.3139

397556.34857

REAL 2012

32716.83334

63349.13438

96032.32734

127244.79683


25,000

75,000

125,000

175,000

225,000

275,000

325,000

375,000

425,000

MWH

13


01/06/2012

Indicadores de Mercado Abril de 2012

El precio de compra en contratos a largo plazo para el MR se comportó 3% por debajo con respecto al presupuesto, porque si bien el IPP se comportó 0.2% por debajo, la adjudicación realizada a Chivor en diciembre de 2011 a 112,7$/kWh disminuyó el promedio de compra. Con respecto al precio de compra nacional en Contratos a Largo Plazo, se comportó 0.26% por debajo


PC 2012 PRESUPUESTO

136.80965369665

137.698823933384

138.156131057293

138.690779289696

136.174731750436

135.665668502885

135.377986422466

135.348570057245

136.083710937871

136.376088184535

137.003245457612

140.018249453881

PC 2012

135.448349169418

133.921530195916

134.479948421238

134.526444914607


MC 2012

135.480486418056

135.150991745804

135.201345217397

134.873189940857


117.5

122.5

127.5

132.5

137.5

142.5

147.5PC vs MC

$/kwh

14


01/06/2012

Comportamiento precio de bolsaAbril de 2012

El precio de bolsa se comportó 47.80% por debajo con respecto a lo proyectado.

Jan-12 Feb-12 Mar-12 Apr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Aug-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dec-120.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

110.15

57.5

PRECIO DE BOLSA

15


01/06/2012

Análisis de la Operación ComercialAbril de 2012

Los costos de operación comercial presentan una sobre ejecución de 1.5%. Si bien el IPP se comportó 0.2% por debajo y la demanda 5% por debajo, las restricciones estuvieron 89% (241 millones) por encima con respecto al presupuesto, lo que finalmente genera una sobre ejecución por valor de $86 millones.

Y se presenta una variación 5.68% superior en los costos frente al año anterior como resultado de tener un IPP 1.56% superior, restricciones 87.17% por encima (231 millones) y en el Mercado Regulado, 4.6 GWh de energía se compraron en bolsa en el 2010 a 79 $/kWh, es decir 56 $/kWh por debajo de la compra de este año.


PRE-SUPUESTO 2012

6029.50733726

359

5714.92356410

015

6047.06208118

886

5922.71135767

974

6158.77048073

354

6196.56271799

591

6375.14345003

838

6396.56372622

23

6056.92268320

951

6338.94713712

411

6097.78891858

26

6416.50950190

228

REAL 2011

5950.37417682

885

5444.68633044

5933.77843612

5685.75006445

001

6417.33728473

6228.47715913

6398.34276083

6371.58891915

6194.35414010

163

6549.92859086

6453.78470772

6579.52179247

001

REAL 2012

6545.53935033

999

5628.45024497

6018.37992344

6008.76325486


$500

$1,500

$2,500

$3,500

$4,500

$5,500

$6,500

$ MILL

16


01/06/2012

Análisis de la Operación Comercial AcumuladoAbril de 2012

Los costos de operación comercial presentan una sobre ejecución de 2.05%. Dentro de los factores que varían frente al presupuesto tenemos: 3.74% de menor demanda; restricciones incrementadas en $749 millones, en enero y en abril estas estuvieron 225% y 89% por encima respectivamente con respecto al presupuesto; IPP incrementado en el año en -0.38% frente a un presupuesto de 1.9%; en el MNR se compraron 2.1Gwh menos de energía en CLP(28.7%). Y se presenta una variación 5.16% superior en los costos frente al año anterior resultado de tener un IPP 1.56% superior, restricciones incrementadas en $861millones.


PRE-SUPUESTO 2012

6029.50733726

359

11744.4309013

637

17791.4929825

526

23714.2043402

323

29872.9748209

659

36069.5375389

618

42444.6809890

002

48841.2447152

225

54898.1673984

32

61237.1145355

561

67334.9034541

387

73751.4129560

41

REAL 2011

5950.37417682

885

11395.0605072

688

17328.8389433

888

23014.5890078

388

29431.9262925

689

35660.4034516

989

42058.7462125

289

48430.3351316

789

54624.6892717

805

61174.6178626

405

67628.4025703

602

74207.9243628

305

REAL 2012

6545.53935033

999

12173.9895953

1

18192.3695187

5

24201.1327736

1


$5,000

$15,000

$25,000

$35,000

$45,000

$55,000

$65,000

$75,000

$ MIL

17


01/06/2012

Costo unitario Mercado Regulado Abril de 2012

Los diferentes tipos de CU para abril de 2012 presentan decrementos entre el 0.11% y 0.05%, La disminución en el CU, se debió principalmente al menor cargo en la transmisión nacional.

La aplicación del CU en los ciclos de facturación se realiza acorde con la normatividad de los días de publicación vigentes durante mayor periodo de facturación, esto indica que el CU calculado y publicado en abril de 2012, será aplicado a los ciclos de facturación a partir del 15 de mayo de 2012 y se verán reflejados en los ingresos de junio y julio de 2012.

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

$/KWh

abr-11 may-11 jun-11 jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12EDEQ 100% 403,32 407,18 419,20 417,74 416,28 413,36 415,48 426,38 429,79 423,82 435,62 417,17 416,71COMPARTIDA 385,95 389,77 401,69 400,26 398,89 395,99 397,97 408,72 412,11 406,12 417,96 399,49 399,06USUARIOS 100% 368,58 372,36 384,18 382,78 381,50 378,61 380,47 391,06 394,43 388,42 400,30 381,80 381,42NIVEL 2 321,24 324,72 335,81 334,47 333,53 330,79 332,24 342,47 346,95 339,03 350,65 331,99 331,67NIVEL 3 240,15 243,42 253,92 252,72 252,23 249,57 250,39 259,92 264,26 257,43 269,12 250,30 250,17

18


01/06/2012

Comportamiento de las variables del CU MR Abril de 2012

Las variables del CU para el MR para abril de 2012 presentan incremento en el D del 2.01%, variación básicamente presentada por el comportamiento del IPP, en el G un incremento de 6.11% evidenciado por la cobertura de la demanda en contratos de largo plazo y en el C un incremento del 5.21% básicamente por efecto de la inflación como factor de actualización del componente, con respecto a las mismas componentes del mismo mes del año anterior.

Con respecto al mes anterior marzo de 2012 el D decreció 0.19%, en el G se presenta un incremento del 0.42% y en el C presenta una variación de 0.15%.

Para abril de 2012 el componente de variación más representativo es el T explicado como consecuencia de la disminución en los costos de Transmisión Nacional.

Di,j Gm,t Cm,t Tm,t PR Rm,t0

50

100

150

200

250

194.75

126.92

26.82 21.16 25.088.60

198.66

134.67

28.21 20.94 26.467.77

$/KWh

abr-11 may-11 jun-11 jul-11 ago-11 sep-11 oct-11nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12

19


01/06/2012

Comportamiento CU sector eléctricoNivel 1

Electr

icarib

eEE

P

Codensa

EPM

CENS

Energ

ía So

cial

Electr

ohuilaEn

elar

ESSA

PROMEDIO

EMCALI

EBSA

EPSA

- Vall

e *

Enert

olima

EDEQ EE

C

EPSA

- Vall

eCHEC

EBSA

*0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

335.63 344.35 353.27 358.65 361.31 371.08 376.93 386.96 388.09 391.71 398.80 401.72 408.39 414.26 416.71 422.79 423.17 430.12458.57

Comparativo CU Sector Eléctricoa Abril de 2012

* Aplicación Resolución CREG 168 de2008

20


01/06/2012

EPM; 21%

EMGESA; 4%

ENERCOSTA; 9%

EMCA; 9%DICEL; 11%GENERCAUCA;

12%

EFICIENTE; 4%

EEP; 30%

COMPOSICIÓN VENTAS MERCADO QUINDÍO - OTROS COMERCIALIZADORES

Composición Mercado Quindío

EDEQ 88.1%OC 11.9%

21


01/06/2012

Comportamiento componentes CU Sector eléctrico

El comportamiento de las componentes CU de EDEQ a abril de 2012, con respecto a las electrificadoras del sector, muestra que la componente D se encuentra en $198,66 por kWh 79.52%% por encima del D más económico del sector que lo tienen Energía Social y Electricaribe situado en $110,66 por kWh. En la componente G se encuentra en $134,67 por kWh 3.25%por encima del G más económico del sector que lo tiene ESSA en $130,43 por kWh y en la componente C se encuentra en $28,21 por KWh un 62.03% por encima del C más económico del sector que lo tiene Empresa de Energía de Pereira en $17,41 por kWh.

De acuerdo con las estadísticas EDEQ se encuentra en el componente D en el puesto 16 dentro de 16 electrificadoras analizadas, en el componente G en el puesto 11 ($8,64 por debajo del más costoso) y en el componente C en el segundo puesto ($71,4 por debajo del más costoso).

Electrica

ribe

Energía Social

EEPCENS

EPM

Electrohuila

Enelar

CodensaEBSA

EECESSA

Enertolim

a

EPSA - Valle

EMCALICHEC

EDEQ0

50

100

150

200

G D C

22


01/06/2012

Comportamiento CU sector eléctricoNivel 1 con y sin ADD´s(Marzo de 2012)

EMCALI Co-densa

Electri-caribe

EEP CENS EPM Energía Social

ESSA Ener-tolima

EDEQ CHEC EPSA - Valle

Electro-huila

EBSA EEC

CU NIVEL I (SIN ADD´s)

291.76 327.48699999

9999

338.03 346.07 357.07 357.65 375.39 383.37 415.07 417.17 427.21 441.72 450.5578634

486.3549

529.7071

CU NIVEL I (CON ADD´s)

328.83 340.7 338.03 346.07 357.07 357.65 375.39 383.37 415.07 417.17 427.21 378.33 364.44 395.25 419.12

50

150

250

350

450

550

291.76

417.17

CU NIVEL I (SIN ADD´s)

CU NIVEL I (CON ADD´s)

23


01/06/2012

Composición de las Cuentas por Cobrar abril de 2012

EN MILL. $

Se presenta un incremento en la cartera, que volverá en el próximo mes nuevamente a los niveles del mes de abril, dado que el cliente Túnel de La Línea canceló $675 millones de los cuales $550 millones estaban en mora.

abr-11 mar-12 abr-12 Variación $ Variación % Variación $ Variación %

CUENTAS POR COBRAR - SERVICIO ENERGIA 13.517 12.370 13.253 882 7,13% (264) -1,96%

Activa Corriente (0-30 días) 8.743 7.564 8.227 664 8,77% -515 -5,89%

Saldos Financiados 2.650 2.221 2.202 -19 -0,85% -448 -16,90%Subtotal Activa Corriente 11.392 9.784 10.429 645 6,59% (963) -8,45%

Activa Vencida (>31 días) 740 1.278 1.518 240 18,75% 778 105,06%

Inactiva1.385 1.308 1.306 -2 -0,15% -79 -5,71%

Subtotal Vencida e inactiva 2.125 2.586 2.824 238 9,19% 699 32,88%

Descripción

MAR 2012- ABR 2012 ABR-11-ABR-12

24


01/06/2012

Consolidado de las Cuentas por Cobrar abril de 2012

EN MILL. $

Ene Feb Mzo Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicCUENTAS POR COBRAR 2011 10.879 11.461 11.652 13.517 12.058 13.120 13.211 12.529 12.388 12.837 13.109 11.708CUENTAS POR COBRAR 2012 12.718 12.706 12.370 13.253C. ACTIVA CORRIENTE 2011 8.712 9.490 9.604 11.392 9.628 10.581 10.664 9.908 9.939 10.120 10.242 9.477C. ACTIVA CORRIENTE 2012 10.322 10.141 9.784 10.429C. VENCIDAS E INACTIVAS 2011 2.167 1.971 2.048 2.125 2.429 2.539 2.547 2.621 2.449 2.718 2.867 2.231C. VENCIDAS E INACTIVAS 2011 2.396 2.564 2.586 2.824

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

25

Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

ALUMBRADO PÚBLICO

SUBGERENCIA COMERCIAL

RESÚMEN GESTION ALUMBRADO PÚBLICO DESDE AÑO 2009 A LA FECHA

ASPECTO A TRATAR ANTES AHORA

APROPIACION DEL SERVICIO DE ALUMBRADO PÚBLICO

Los Municipios atendidos por EDEQ no tenían conciencia de la obligación que les asistía en la prestación del servicio A.P.

Los Municipios han interiorizado la responsabilidad de la prestación del servicio de A.P:

REGISTROS CONTABLES DE INGRESOS Y EGRESOS DE A.P.

Los Municipios carecían de registros contables del servicio de alumbrado público

Los Municipios tiene registros contables mensuales del servicio de alumbrado público y el impuesto facturado y recaudado

ESTADO DE CUENTASDeudas del orden de los $700 Millones, además del no reconocimiento de las mismas

Deudas por valor de $200 Millones reconocidas

ACUERDOS QUE FIJAN EL IMPUESTO DE ALUMBRADO PÚBLICO

Algunos municipios carecían de acuerdo de alumbrado público que fijara las tarifas del impuesto

Todos los municipios cuentan con acuerdos del Concejo Municipal que fijan el impuesto

27


01/06/2012

SUBGERENCIA COMERCIALGESTION ALUMBRADO PÚBLICO DESDE AÑO 2009 A LA FECHA

ASPECTO A TRATAR ANTES AHORA

CONTRATOS DE FACTURACION Y RECAUDO DEL IMPUESTO

1. La responsabilidad de liquidación de tarifas y administración del impuesto recaudado a cargo de EDEQ.2. No se contaba con contratos de facturación y recaudo del impuesto de alumbrado público en todos los municipios.

1. La responsabilidad de liquidación de tarifas es a cargo del Municipio. 2. Se traslada el recaudo percibido diariamente a las cuentas del municipio.3. Se cuenta con contratos de facturación y recaudo en los 12 Municipios del Departamento

CONTRATO DE SUMINISTRO DE ENERGÍA Y A.O.M

Los contratos pactados tenían incluído el suministro de energía eléctrica con tarifas que no se ajustaban a las del mercado

Se han ajustado 4 de los 6 contratos pactados a los dispuesto en la ley 1150 de 2007: Separación de los contratos de suministro de energía de los contratos de A.O.M. Los otro dos contratos de encuentran en proceso de ajuste a la normatividad vigente

CAPACITACION A ADMINISTRACIONES Y CONCEJOS MUNICIPALES PARA EL MANEJO DEL ALUMBRADO PÚBLICO

Administraciones Municipales desconocían la normatividad y el manejo que se debe dar al alumbrado público

Administraciones Municipales conocen la normatividad y el manjo que deben dar al alumbrado público

FACTURACION DE SERVICIOS POR ALUMBRADO PÚBLICO

La facturación de servicios prestados por EDEQ a los municipios se realizaba de forma manual, los registros contables se realizaban de forma manual.

La facturación de servicios prestados por EDEQ se realiza a través del SAC, con cuentas interfazadas al sistema financiero

28

Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -01/06/2012

Alumbrado Público

Facturación y Recaudo del Impuesto de Alumbrado Público

EDEQ S.A. E.S.P. presta el servicio de facturación y recaudo del impuesto de alumbrado público en los 12 municipios del Departamento del Quindío.

Los ingresos mensuales por este concepto son del orden de los $65 millones.

Servicio de Administración, Operación y Mantenimiento

EDEQ S.A. E.S.P. presta el servicio de A.O.M en 6 municipios del Departamento a saber: Quimbaya, La Tebaida, Salento, Filandia, Córdoba y Buenavista.

El parque lumínico total atendido por EDEQ es de 6.022 puntos luminosos.

31


01/06/2012

ALUMBRADOS PÚBLICOS ATENDIDOS POR EDEQ S.A. E.S.P.

MUNICIPIO CANTIDAD LUMINARIAS

BUENAVISTA 227

CÓRDOBA 366

FILANDIA 583

LA TEBAIDA 2.173

QUIMBAYA 1.919

SALENTO 754

TOTAL 6.022

Alumbrado Público

32


01/06/2012

ESTADO DE CUENTAS ALUMBRADOS PÚBLICOS ATENDIDOS POR EDEQ S.A. E.S.P.

MUNICIPIO DEUDA A 30 DE ABRIL $FACTURAS VENCIDAS

BUENAVISTA 26.500.000 4

CÓRDOBA 7.128.000 1

FILANDIA 0 0

LA TEBAIDA 40.344.000 2

QUIMBAYA 0 0

SALENTO 49.434.000 4

TOTAL 123.406.000

Alumbrado Público

33


01/06/2012

ESTADO DE CUENTAS ALUMBRADOS PÚBLICOS NO ATENDIDOS POR EDEQ S.A. E.S.P.

MUNICIPIO DEUDA A 30 DE ABRILFACTURAS VENCIDAS

CALARCA 0

CIRCASIA 0

GÉNOVA 0

PIJAO 17.960.000 4

ARMENIA 0

MONTENEGRO 0

TOTAL 17.960.000

ESTADO DE CUENTAS ACUERDOS DE PAGO CON MUNICIPIOS POR CONCEPTO DE ALUMBRADO PÚBLICO

MUNICIPIO DEUDA A 30 DE ABRILESTADO DEL

ACUERDO

PIJAO 117.675.958 INCUMPLIDO

TOTAL 117.675.958

Alumbrado Público

34


01/06/2012

AJUSTE DE CONTRATOS DE ALUMBRADO PÚBLICO A LA NORMATIVIDAD VIGENTE

1. MUNICIPIOS DONDE EDEQ PRESTA A.O.M.

MUNICIPIO ESTADO GESTION EN PROCESO

BUENAVISTA AJUSTADO

CÓRDOBA AJUSTADO

FILANDIA AJUSTADO

LA TEBAIDA NO AJUSTADOEl documento del otro sí se encuentra en revisión jurídica por parte del Municipio

QUIMBAYA AJUSTADO

SALENTO NO AJUSTADOEn el mes de mayo se instalarán mesas de trabajo

2. OTROS MUNICIPIOS


CALARCA AJUSTADO

CIRCASIA AJUSTADO

GÉNOVA AJUSTADO

PIJAO AJUSTADO

ARMENIA AJUSTADO

MONTENEGRO AJUSTADO

Alumbrado Público

35


01/06/2012

3. GESTION PARA LOGRO DE EQUILIBRIO FINANCIERO

1. MUNICIPIOS DONDE EDEQ PRESTA A.O.M.


CALARCA AJUSTADO

CIRCASIA AJUSTADO

GÉNOVA AJUSTADO

PIJAO AJUSTADO

Se ha impartido capacitación a la administración Municipal y al Concejo. El proyecto de acuerdo está en curso en el Concejo Municipal.

ARMENIA AJUSTADO

MONTENEGRO AJUSTADO

Alumbrado Público

36


01/06/2012

PROYECTO ESCUELA NUEVAGESTIONES REALIZADAS

Gestiones realizadas

Se han celebrado una serie de reuniones de trabajo tendientes a conocer sobre el modelo de Escuela Nueva en el Departamento del Quindío y de otra parte a disponer del diagnóstico respectivo, que sirva de base para la formulación del proyecto. A continuación se mencionan los funcionarios y/o empresas con las que se han realizado reuniones:

Directora de la Fundación Escuela Nueva

Funcionarios de Secretaria de Educación Departamental y municipal

Gobernación del Quindío

Central Hidroeléctrica de Caldas – CHEC

Comité de Cafeteros de Caldas

38


01/06/2012

MUNICIPIO INSTITUCIONES EDUCATIVAS

N0. SEDES

ESTUDIANTES PROYECTADOS 2012-2015

MODELO ESCUELA NUEVA

Preescolar

Básica Primaria

Básica Secundaria

Media

BUENAVISTA RIO VERDE BAJO 11 40 198 90 0

CALARCA

SAN RAFAEL 17 140 444 181 0SAN BERNARDO 3 170 940 140

BAUDILIO MONTOYA

6 44 300 90

TECNOLOGICO 1 10 59 80

JESUS MARIA MORALES

5 80 371 90

CIRCASIA HOJAS ANCHAS 21 80 580 184 0CORDOBA RIO VERDE ALTO 12 48 210 48 0

FILANDIA

SAN JOSE 18 70 310 83 28

FRANCISCO MIRANDA

6 50 190 76 33

Modelo Escuela nueva Cobertura y población

39


01/06/2012

MUNICIPIOINSTITUCIONES

EDUCATIVASN0.

SEDES

ESTUDIANTES PROYECTADOS 2012 2015


Preescolar

Básica Primaria

Básica Secundaria

Media

GENOVA

INSTITUTO GENOVA

14 60 206 90

SAN VICENTE DE PAUL

14 50 196 90

LA TEBAIDA

LA POPA 5 60 256 154 33

INSTITUTO TEBAIDA

1 10 38 -

MONTENEGRO

MARCO FIDEL SUAREZ

19 160 590 210

PIJAO

LA MARIELA 12 50 188 42 10

LUIS GRANADA MEJIA

7 30 88 60

Modelo Escuela nuevaCobertura y población

40


01/06/2012

MUNICIPIOINSTITUCIONES

EDUCATIVASN0.

SEDES

ESTUDIANTES PROYECTADOS 2012 2015


Preescolar

Básica Primaria

Básica Secundaria

Media

QUIMBAYA

LAUREL 15 75 315 91 31

RAMON MESSA LONDOÑO

4 30 72 59 29

NARANJAL 5 50 144 101 33SALENTO BOQUIA 14 54 310 135 0

TOTAL 210 1361 6005 2094 197

Modelo Escuela nuevaCobertura y población

41


01/06/2012

CAPACITACIONEN ESCUELA NUEVA (BÁSICA PRIMARIA)

POSTPRIMARIA (BÁSICA SECUNDARIA)

PREESCOLAR

EDUCACIÓN MEDIA CON ÉNFASIS EN EDUCACIÓN PARA EL TRABAJO

NUEVAS TECNOLOGÍAS

BILINGUISMO

ATENCION EDUCATIVA A POBLACION VULNERABLE

Modelo Escuela nuevaAspectos para la estructuración del proyecto

42


01/06/2012

DOTACIÓN MATERIAL PEDAGOGICO

CARTILLAS ESCUELA NUEVA DE PREESCOLAR Y DE PRIMERO A QUINTO GRADO

CARTILLAS SECUNDARIA DE SEXTO A NOVENO GRADOS

CARTILLAS PARA LA EDUCACION MEDIA

KIT MATERIAL DIDACTICO PARA PREESCOLAR Y BASICA PRIMARIA RURAL

LABORATORIO DE CIENCIAS NATURALES

BIBLIOTECA AULA A 210 SEDES RURALES


43


01/06/2012

DOTACIÓN MOBILIARIO ESCOLAR

MESAS TRAPEZOIDALES PREESCOLAR

MESAS TRAPEZOIDALES PRIMARIA

MESAS TRAPEZOIDALES POSTPRIMARIA

MESAS TRAPEZOIDALES MEDIA RURAL

ESTANTES PARA LOS CENTROS DE APRENDIZAJE


44


01/06/2012

Modelo Escuela nuevaPosibles fuentes de cooperación

POSIBLES FUENTES DE COOPERACION IDENTIFICADAS

2012 2013 2014 2015 Subtotales

Departamento del Quindío

Fundación Escuela Nueva Volvamos a la Gente

Empresa de Energía Eléctrica del Quindío EDEQ

Alcaldías

Comité de Cafeteros del Quindío

Alcaldías del Quindío

Aporte Docentes del Quindío (Logística Microcentros)

45


01/06/2012

Modelo Escuela nuevaAspectos pendientes

Determinación del presupuesto del proyecto

Determinación del operador del proyecto

Realizar reunión con el Director Ejecutivo del Comité de Cafeteros del Quindío

Realizar reunión con los alcaldes municipales del Departamento

46


01/06/2012

2. INFORME NEGOCIO DISTRIBUCIÓN

Informe de pérdidas

Inversiones

Calidad del servicio

01/06/2012Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

47

INFORME DE PÉRDIDAS

El plan de pérdidas esta cumpliendo con la expectativa de acuerdo a la

modelación en la cual se anticipa un año el cumplimiento de la meta aprobada

en Junta Directiva de noviembre de 2010, es decir 9,88% como OR en

diciembre de 2012.

Si bien se realiza una evaluación puntual de los resultados obtenidos para los

primeros 15 de los 24 meses de la etapa de reducción, se cumplen tanto las

metas físicas como las metas financieras del plan de pérdidas, así:

• Mayor energía de la presupuestada recuperar.

• Menores desembolsos a los presupuestados

• Mayores ingresos y ahorros que los presupuestados.

Seguimiento Plan de Pérdidas


49

Plan pérdidas 2011 a 2020

OBJETIVOS 2011 – 2012

Recursos Asignados $5,993 mill

Energía a recuperar 9.42 GWh

Reducción (Puntos OR) 2.02

Recursos asignados / GWh $636.2 millones

Meta (OR) 9.88%

Índice de pérdidas OR de 11.9% a 9.88%

ETAPA DE REDUCCIÓN

ETAPA DE CONTROL

CONTRATO 04

Febrero 28 Febrero 28

PRORROGA CONTRATO 04

Febrero 28

10,30%

11,90%

11,41%

10,41%

9,88% 9,88%

Año 2010 Año 2011 Año 2012 Año 2013 Año 2014

Índice Pérdidas OR aprobado inicialmente

Índice Pérdidas OR Modificado JD Mayo 2011

10,40%

9,88%

Índice Pérdidas OR Real

$3.094

Real 91%

$2.899

$1.366 $1.366

CONTRATO 26-05-09

Valores en Millones $ de 2010

Febrero 29


50

Seguimiento Plan de Pérdidas Ene. 2011 a Mar. 2012 (Cifras en millones de $ 2010)

Ejecución presupuestal

Desembolsos

3,913

PresupuestoProgramado

Marzo

3,479

434

DesviaciónPresupuestoEjecutado

Marzo

89%5,993

Presupuesto2011 + 2012

Metas (GWh)

7.86

MetaMarzo 2012

7.95

0.09

DesviaciónEjecutadoMarzo2012

101%

9,42

Meta Total Reducción2011-2012

2,433

3,248 815

DesviaciónPercibidoMarzo

133%

PresupuestadoMarzo

2,987

Presupuestado2011 + 2012

Ingresos y Ahorros

(Cifras en millones de $2010)


51

Índice de Macromedición

La gráfica presenta el comportamiento real del indicador de pérdidas de energía visto desde la macromedicion, a partir de abril de 2011 hasta el mes de abril de 2012. Del total de usuarios aquí señalados sólo faltarían los usuarios con medida indirecta.

Se observa la tendencia decreciente en las pérdidas de energía aguas abajo de los macromedidores, en el cual se fundamenta el plan de pérdidas actual y el cumplimiento del mismo.

Es el mejor indicador de las filiales de energía del Grupo EPM

abr-11 mar-12 abr-12Energia Facturada 23.03 23.56 24.74 Energia Medida por MM 24.93 25.05 26.25

Unidades en GWh


52

Adicional a los resultados financieros es importante resaltar que durante la ejecución del plan de pérdidas se han obtenidos logros relevantes como:

• Tener una cobertura de macromedición de las más altas del país (96%).

• Poseer el menor IP de Colombia para el Nivel de tensión I (8.04%), por debajo de lo reconocido (9.16%).

• En el levantamiento del aforo de Alumbrado Público y cable operadores a la fecha se tiene un incremento en los ingresos de $35 millones mensuales y potencialmente $25 millones mensuales más, para un aumento total estimado de los ingresos anuales de $700 millones.

• Obtener un reconocimiento mayor que las pérdidas reales, logrando ingresos adicionales por $1,208 millones/año.

Seguimiento Plan de Pérdidas


53

Índice de Pérdidas 12 meses Comercializador y Operador de Red

La gráfica presenta el comportamiento del indicador de pérdidas de energía desde enero de 2010 hasta el mes de marzo de 2012 y la senda trazada para el año 2012, cumpliendo con la senda trazada.

Este comportamiento se debe a dos días de facturación así: un día por el año bisiesto y el otro día por cronograma de facturación. Esta situación se normalizará en un 70% para el indicador del mes de abril y el restante en el indicador de junio.

Meta a dic 2012 12.50%

Meta a dic 2012 9.88%


54

Indicador año corrido 2009-2012

La gráfica presenta el comportamiento del indicador como OR año corrido para los años 2009 a 2011 así como los tres meses 2012 con ajuste 2.0 GWh/año.


56

La gráfica muestra las pérdidas en GWh acumuladas a marzo de 2012 y las de los años 2008 a 2011, indicando que las pérdidas totales acumuladas para el mes de marzo de 2012, son 10.7 GWh.

Pérdidas de energía acumuladas del OR en (GWh)


58

Análisis de consumos (ventas)

Se observa un crecimiento de 1.7% de usuarios y una disminución de 4% en los consumos, esto debido a dos factores: reducción en demanda y migración de usuarios no regulados.

CLASE DE SERVICIO Abril 2011 abr-12Variación

Abr 2011 Vs Abr 2012

MWh/mes Abr-2011

MWh/mes Abr-2012

Variación Abr 2011 Vs

Abr 2012

Estrato 1 31,769 32,284 1.60% 3,231 3,135 -3.06%Estrato 2 54,049 54,598 1.01% 5,815 5,606 -3.73%Estrato 3 34,319 35,363 2.95% 4,552 4,401 -3.43%Estrato 4 9,939 10,136 1.94% 1,515 1,416 -6.99%Estrato 5 7,437 7,609 2.26% 1,110 1,036 -7.14%Estrato 6 1,202 1,200 -0.17% 247 229 -7.86%

COMERCIAL 13,134 13,215 0.61% 6,391 6,071 -5.27%INDUSTRIAL 1,391 1,390 -0.07% 1,741 1,694 -2.77%OFICIAL 771 858 10.14% 1,177 1,158 -1.64%ESPECIAL 484 492 1.63% 357 367 2.72%PROVISIONAL 558 657 15.07% 231 197 -17.26%AREAS COMUNES 841 856 1.75% 338 315 -7.30%ALUMBRADO PÚBLICO 11 8 -37.50% 383 371 -3.23%NO REGULADOS 17 16 -6.25% 1,200 1,109 -8.21%TOTAL 155,922 158,682 1.7% 28,288 27,105 -4%

Número de Usuarios Consumo Activa

RESIDENCIAL

NO RESIDENCIAL


59

Compras Ventas de energía (comercializador)

Comparando, se concluye que:

• Con respecto al mismo mes del año anterior, las ventas fueron menores en 3.09%, es decir en 0.9 GWh/mes y las compras fueron menores en 2.6% es decir en 0.85 GWh/mes.

• En esta diapositiva no se encuentran contenidos los 2.0GWh/año antes mencionados.


60

Entrada Salida de energía (Operador de Red)

Variaciones Febrero a Marzo 2012:

• La entrada de energía del operador aumentó en 0.11 GWh/año.

• La salida en el OR disminuyó en 0.05 GWh/año.


61

Pérdidas Vs. Reconocimiento Regulatorio

Al tener EDEQ un índice de pérdidas de 8.16%, que es menor al reconocido (9.16%) en el nivel de tensión 1, se cuenta con un ingreso adicional/año de $ 1,208 millones ($435 millones en el cargo de Distribución y $773 millones en el cargo de Comercialización).

Lo anterior indica que EDEQ tiene un reconocimiento real en pérdidas del 107.8%.

NIVEL DE TENSIÓN

ÍNDICE RECONOCIDO

(%)

ÍNDICE REAL (%)

PÉRDIDAS RECONOCIDAS

(GWh/Año)

PÉRDIDAS REALES

(GWh/Año)

INGRESOS ADICIONALES POR RECONOCIMIENTO

(millones de $)4 0.91% 0.91% 3.96 3.96 03 1.54% 1.54% 6.42 6.42 02 1.53% 1.53% 6.26 6.26 01 9.16% 8.16% 32.59 29.03 1.208

TOTAL 49.23 45.67 1.208


62

Cobertura de la Macromedición

Esta tabla presenta el progreso debido a las acciones encaminadas a fortalecer la cobertura de la macromedición. Se observa que se mantiene la tendencia al mejoramiento de los indicadores, cumpliendo las metas propuestas para el año 2012 en todos los grupos.

Grupo de Calidad

Cantidad de transformadores

MM Confiables

Cobertura MM (% )

Meta (% )

MM que faltan para

la meta

Mes Anterior

Demanda MM (% )

Demanda de MM en (kWh)

Grupo de Calidad 1

2,032 1,981 97.49% 96.00% 0 0 55.40% 16,765,689

Grupo de Calidad 2

302 293 97.02% 96.00% 0 0 7.21% 2,181,165

Grupo de Calidad 3

696 677 97.27% 95.00% 0 0 15.46% 4,680,016

Grupo de Calidad 4

4,476 4,302 96.11% 90.00% 0 0 21.93% 6,636,648

Total 7,506 7,253 0 0 30,263,518


63

Durante el mes de abril de 2012 se realizaron 8 actividades de instalación de macromedidores. En redes no se cumple la meta del mes. Esto es debido que según el Plan de Pérdidas propuesto, se ha hecho más énfasis a las actividades de Control (revisiones). Se optimizan recursos ejecutando actividades de menor costo (normalizaciones y revisiones) a actividades de mayor costo. Sólo cuando estas acciones no bajan a los niveles inferiores del histograma, se toma la decisión de hacer reposición de red o blindaje en ciertos tramos de esta.

Indicadores tácticos

Acciones Control PérdidasINVERSION

Acciones Proyectadas/año

Acciones Ejecutadas

acumuladas a abril de 2012

% Acumulado/

año

% Proyectado Acumulado/año

Instalación Macromedidores 122 38 31.1% 33.3%

Cable Redes (m) 6,198 770 12.4% 33.3%

Avance Ejecución Física Abril 2012


65

Estos indicadores tácticos se comportan con datos por encima o igual de la meta proyectada establecida.

Acciones Control PérdidasCOSTO

Acciones Proyectadas

Acciones Ejecutadas

acumuladas a abril de 2012

% Acumulado año

% Proyectado Acumulado

año

Instalaciones Intervenidas 30,000 17,681 58.9% 33.3%

Cable Acometidas (SID) (m) 53,936 30,659 56.8% 33.3%

Cambio de medidor 500 333 66.6% 33.3%

Revisión de Clientes Destacados 701 537 76.6% 33.3%

Mantenimiento de Macromedidores 1,440 468 32.5% 33.3%

Avance Ejecución Física Abril 2012

Indicadores tácticos


66

Recuperación de Energía por Procesos Administrativos

Los sectores comercial y residencial tuvieron la mayor cantidad de energía recuperada por procesos administrativos.

0

20

40

60

80

100

120

ene-12 feb-12 mar-12 abr-12

49,49

103,78

72,17

96,83

Residencial

Oficial

Industrial

Comercial

MWh EnergíaRecuperada

TIPO DE SERVICIO

PORCENTAJE MWh

Comercial 29.62% 28.68

Industrial 1.59% 1.54

Oficial 9.53% 9.23

Residencial 59.27% 57.39


67

SIRIUS

Entre los años 2007 y 2012 se implementó en EDEQ la versión del software Sirius Lecturas.

En el año 2012, se implementó también Sirius Revisiones Técnicas en coordinación con EPM, ESSA y EDEQ.

La utilización de Sirius Revisiones Técnicas permitirá cargar desde el terreno, mediante terminales portátiles, los datos de las revisiones que se hacen a los usuarios.

En producción inició en abril 2012 y finaliza en agosto de 2102.

Sistema de Control Pérdidas (SCP)

Desde el año 2011 se inició el desarrollo del módulo SCP con la participación de EPM, ESSA, CENS y EDEQ

Con la implementación del módulo, se agiliza el proceso de análisis y direccionamiento de acciones, parametrización de acciones ejecutadas en terreno e ingreso de las mismas en los sistemas de información.

Cronograma 2012: Mayo: proceso de pruebas en ESSA. Junio: proceso de pruebas en EDEQ y entrada en producción en ESSA.Julio: entrada en producción en EDEQ.

Implementación módulos Proceso pérdidas de energía


68

Beneficios nuevos módulos

• Reducción de posibles errores en el ingreso manual de las revisiones técnicas en el SAC.

• Precisión y calidad de la información ingresada en la Base de Datos.

• Oportunidad en el ingreso de información facilitando el cálculo de indicadores.

• Mayor tiempo para el análisis de la información traída del terreno.

• Respuestas oportunas a clientes.

• Mayor información en los sistema permitiendo parametrizar procesos de direccionamiento.

• Seguimiento a la acciones de manera fácil y oportuna.


69

INVERSIONES

Reposición (cifras en millones de $)

Inversiones del Negocio de Distribución A abril de 2012

1,795

Presupuestado

2,110

316

DesviaciónEjecutado

Porcentaje de Ejecución

118%

Metas (Km)

26.63

Ejecutado

22.7

3.93

DesviaciónPresupuestado

117%

Reposición

(Cifras en millones de $)

9,65521.87%

Presupuestado2012

146%

18.59%Debería ir en el

1592


71


Metas (Km)

2.1

Presupuestado

0.77

1,33


36%

Metas (Km)

3

Presupuestado

1.5


1.550%

107%

41% Unidades (macro-medición)

40

Presupuestado

38

2


95%

Metas (unidades)

Presupuestado

22


0

Expansión A abril de 2012 (cifras en millones de $)

Plan de Pérdidas A abril de 2012 (cifras en millones de $)


72


Metas (%)

23

Presupuestado

11


1250%

85

Ejecutado

157

72

DesviaciónPresupuestado

54%

Plan de Pérdidas A abril de 2012 (cifras en millones de $)


73

CALIDAD DEL SERVICIO

El 26 de septiembre del año 2008, se expide la resolución CREG 097/2008:

“Por la cual se establecen los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local”

En el capítulo 11.2 de dicha resolución, se establece un nuevo esquema de calidad del servicio, llamado Esquema de Incentivos y Compensaciones, para lo cual se concede un tiempo prudencial para que los OR puedan iniciar el mismo, previo cumplimiento de cinco requisitos.

EDEQ, luego de cumplir los cinco requisitos establecidos en dicha resolución y validados mediante una auditoría realizada para tal fin, dio inicio a este nuevo esquema el 1º de julio de 2011.

Nuevo Esquema Calidad del ServicioResolución CREG 097/2008


75

El Nuevo Esquema de Incentivos y Compensaciones, evalúa la calidad obtenida por el OR en un trimestre, con base en una referencia calculada por la CREG para éste, llamada Índice de Referencia Agrupado de Discontinuidad (IRAD).

El OR calcula el ITAD (Índice Trimestral Agrupado de Discontinuidad) y lo compara con la referencia, para conocer si su calidad mejoró o desmejoró.

Su mejora o desmejora, se ve reflejada en una variación positiva o negativa del cargo D ($/kWh) que se aplicará a los usuarios.

Igualmente, cuando la duración de las interrupciones medidas por transformador (en horas) supera una referencia establecida por la CREG para el OR, los usuarios de dicho transformador son llamados “Usuarios Peor Servidos” y se les deberá compensar.

Cargo D: Remuneración al Operador de Red

Nuevo Esquema Calidad del ServicioResolución CREG 097/2008


76

IRAD: Índice de Referencia Agrupado de Discontinuidad. Lo calcula la CREG para cada OR, con base en la información de calidad durante los años 2006 y 2007, reportada por el mismo a la SSPD.

ITAD: Índice Trimestral Agrupado de Discontinuidad. Lo calcula el OR cada tres meses y sirve para conocer si su calidad mejora o no, con base en la referencia establecida (IRAD)

“Usuario Peor Servido”: Usuarios conectados a aquellos transformadores, cuya duración de interrupciones supera la meta establecida por la CREG para el OR

IAAD: Índice Anual Agrupado de Discontinuidad. Es un promedio de la calidad obtenida por el OR y permite establecer el %AOM que se le asignará al mismo durante un año.

El %AOM que se le asigna al OR se relaciona directamente con la Calidad del Servicio, donde su mejora o desmejora con respecto a los resultados obtenidos en años anteriores, establece el porcentaje a reconocer por este concepto para los siguientes doce meses contados a partir del mes de mayo.

Nuevo Esquema Calidad del ServicioDefiniciones


77

NT_1: Nivel de Tensión 1.

NT-2_3: Nivel de Tensión 2 y 3 de manera agregada

ITT: Índice Trimestral de Discontinuidad por Transformador. Relación entre la duración de las interrupciones para un transformador en horas, con respecto al número total de horas de un trimestre.

IRGP: Promedio de los Índices de Referencia de Discontinuidad por Grupo de Calidad. Es la meta establecida para definir si existen o no, usuarios peor servidos.

ΔDt: Variación del cargo D de acuerdo con la mejora o desmejora en la calidad del servicio obtenida durante un trimestre.

CRO: Costo de Racionamiento de Energía. Es calculado por la UPME y corresponde a la valoración de los sobrecostos que representan la instalación y operación de equipos de emergencia en momentos de escasez

OR: Operador de Red

Nuevo Esquema Calidad del ServicioDefiniciones


78

Si se cumple esta condición, EDEQ continúa con el % AOM aprobado.

Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012%AOM

Años: 2008 2009 2010 2011 2012Trimestre 1 0.00174168 0.00192326 0.00143291 0.00209894 0.00194035

Trimestre 2 0.00230216 0.00188401 0.00240579 0.00203741Trimestre 3 0.00310129 0.00311576 0.00191028 0.00245902Trimestre 4 0.00257509 0.00270476 0.00289314 0.00197012

ITAD Prom año 0.00243005 0.00240695 0.00216053 0.00214137 0.00194035

IAAD 2011

IAAD 2012

0.00228473

0.00221585

Promedio ITAD años2008 – 2011

> Promedio ITAD años2008 – 2012

ITAD: Índice Trimestral Agrupado de Discontinuidad


79

Indicador IAAD 2008 – 2012NT 1

0.00243005 0.00241850

0.00233251 0.00228473

0.00221585

0.00210000

0.00215000

0.00220000

0.00225000

0.00230000

0.00235000

0.00240000

0.00245000

2008 2009 2010 2011 2012

Indicador IAAD 2008 – 2012NT 2_3

0.00176331

0.00125384

0.00140906

0.00122520

0.00152555

-

0.00050000

0.00100000

0.00150000

0.00200000

2008 2009 2010 2011 2012

Variación negativa del Indicador Anual Agrupado de Discontinuidad (IAAD) en el Nivel de Tensión 2 y 3 para el primer trimestre del año 2012

IAAD: Indicador Anual Agrupado de Discontinuidad



80

0.00243005 0.00241850

0.00233251 0.00228473

0.00221585

0.00210000

0.00215000

0.00220000

0.00225000

0.00230000

0.00235000

0.00240000

0.00245000

2008 2009 2010 2011 2012

0.00176331

0.00125384

0.00140906

0.00122520

0.00118018

-

0.00050000

0.00100000

0.00150000

0.00200000

2008 2009 2010 2011 2012

Tendencia de mejora del Indicador IAAD evaluado a mitad del segundo trimestre del año 2012.

El resultado final a 2012 (valor mostrado en la gráfica) si se continúa con ésta tendencia, en los siguientes trimestres.

Indicador IAAD 2008 – 2012NT 1

Indicador IAAD 2008 – 2012NT 2_3



81

Nivel de tensión 1

Trm 3_2011 Trm 4_2011 Trm 1_2012

Límite Inferior

Limite Superior

ITAD

Nivel de tensión 2_3

Trm 3_2011 Trm 4_2011 Trm 1_2012

Límite Inferior

Limite Superior

ITAD

ITAD en banda de indiferencia. Delta Dt es cero (0) y el OR no recibe Incentivo, pero sí tiene que compensar a los usuarios peor servidos.

ITAD debajo de banda de indiferencia. El OR recibe incentivo, a no ser que el indicador de calidad se desmejore con respecto a la referencia establecida para cada Grupo de Calidad. En este caso, el OR NO recibe incentivo. Para ambos casos, si existen usuarios peor servidos, el OR debe compensar.

ITAD por encima de banda de indiferencia. Hay desmejoras de la calidad del servicio, el Delta Dt es negativo. El OR NO tiene que compensar a los usuarios peor servidos.

Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012Variación en el CU (Delta Dt)


82

Usuario Peor Servido

Usuarios conectados a los transformadores, en los cuales la duración de las interrupciones supera la meta establecida por el regulador para el OR. (IRGP).

De acuerdo a lo anterior, los incentivos aplicados y valores compensados desde el inicio del nuevo esquema de calidad son:

Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012Compensaciones

>

ITT: Índice Trimestral de Discontinuidad por transformadorIRGP: Promedio de los Índices de Referencia de Discontinuidad por Grupo de Calidad.


83

Nivel de Tensión 1

Incentivo + Compensación NT 1

Mes Delta DTIncentivo NT1

(Millones)

Compensación NT1

(Millones)

Nov-11 0.00000

- (43.80)

Dic-11 0.00000

- (43.79)

Ene-12 0.00000

- (43.61)

Feb-12 0.00000

- (39.95)

Mar-12 0.00000

- (40.17)

Abr-12 0.00000

- (40.59)

May-12 -0.32943 (8.59)

-

Jun-12 -0.32983 (8.60)

-

Jul-12 -0.33024 (8.61)

- Total -25.81 -251.90

Al aplicar incentivos negativos en el tercer trimestre de 2012, las compensaciones se reducen a cero en dicho período, significando esto una disminución en el valor a compensar en más de 100 millones comparado con los resultados de meses anteriores.

Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012Resultados: Delta Dt y Compensaciones


84

Incentivo + Compensación NT 2_3

Mes Delta DTIncentivo NT2_3

(Millones)

Compensación NT2_3

(Millones)

Nov-11 1.32925 5.65 (1.42)

Dic-11 1.33178 5.66 (0.54)

Ene-12 1.33363 5.67 (0.53)

Feb-12 1.56304 6.65 (1.60)

Mar-12 1.57446 6.70 (1.60)

Abr-12 1.58408 6.74 (1.61)

May-12 -0.86703 (3.69) -

Jun-12 -0.86810 (3.69) -

Jul-12 -0.86916 (3.70) -

Total 26.00 -7.31

Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012Resultados: Delta Dt y Compensaciones

Para este nivel de tensión, se genera un incentivo negativo, cuya aplicación proyectada disminuirá los ingresos en 11 millones. Sin embargo, el balance general es positivo, al disminuir los egresos por compensaciones en 89 millones

Nivel de Tensión 2_3


85

Evolución de las compensaciones con respecto a lo proyectado

Mes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 4 Mes 5 Mes 6 Mes 7 Mes 8 Mes 9 Mes 10 Mes 11 Mes 120

100

200

300

400

500

600

45

90

135

180

225

270

315

360

405

450

495

540

39.57

78.23

116.7

151.6

186.67

222.13 234.41 246.71 259.02

Compensaciones Proyectadas

Compensaciones Pagadas

Millo

nes,

$

De los $540 millones presupuestados para el pago de compensaciones, con los resultados a la fecha, se han reducido las compensaciones un 36% .

Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012Evolución Compensaciones


86

Conclusiones

• Se debe tener mayor control sobre el impacto en los transformadores de NT 2 y 3.

• Se necesita hacer cálculos mensuales del indicador de calidad para tomar medidas a tiempo buscando controlarlo.

• Dada la metodología establecida, la mejora en la Calidad del Servicio debe ser gradual, de tal forma que no ponga en riesgo el %AOM asignado a EDEQ.


87

3. INFORME FINANCIERO

01/06/2012

Estado de Resultados

01/06/2012

Avances en resultados (Cifras en millones de $)

9159.944

3.885

6.059

Ingresos operacionales

Costo y gastos operacionales

EBITDA

Depreciación, provisiones y

amortizaciones y Cálculo Actuarial

UtilidadOperacional

No operativos

Utilidad antes de

impuestos

Provisión Impuesto de

Renta

UtilidadNeta

Corresponde a la variación con respecto al año 2011

Variación frente al presupuesto

49.871 36.437

13.434

4.405

9.029

a Abril de 2012

-0.88%

9.46%

-8.16%

8.63%

11.78%

26.24%

52.2%

21.8%

0.47%

31.67%

110.98%

156.65%

5.56%

37.85%

17.63%

63.20%

-0.96%

25.36%

01/06/2012Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

90

155,

922

158,

682

158,

214

abr-11 abr-12 Ppto Abril 2012

Usuarios

116,

176

114,

124

117,

165


Ventas MWh

Estado de Resultados (Cifras en millones de $)

Ingresos Operacionales – Variables de Negocio

Ventas (MWh) Usuarios




a Abril de 2012

-0.88%

9.46% 2011 45,560$ 2012 49,871$ ∆ 2011 - 2012 4,310$ 9.46% ↑

Ppto 2012 50,314$ ∆ 2012 - Ppto 2012 (443)$ -0.88% ↓

Variaciones y Ejecuciones

-1.77% -2.60%

1.77% 0.30%

49.871

Recuperación de energía322

Variación frente al presupuesto con recuperación de energía

-2.32%


91


Ingresos Operacionales – Variables de Negocio

Tarifa Media ($/kWh)



Delta


a Abril de 2012

2011 45,560$ 2012 49,871$ ∆ 2011 - 2012 4,310$ 9.46% ↑

Ppto 2012 50,314$ ∆ 2012 - Ppto 2012 (443)$ -0.88% ↓

Variaciones y Ejecuciones

3.59% 14.40

-0.88%

9.46%

49.871

Real Ppto

Energía MR (Gwh) 109.09 110.78

$ Facturados (MR) 45,364 44,472

Tarifa Media MR ($/Kwh) 415.84 401.44

Energía MNR (Gwh) 5.03 6.39

$ Facturados (MNR) 1,636 1,970

Tarifa Media MNR ($/Kwh) 325.25 308.29 5.50% 16.9501/06/2012

Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

92

Costos y Gastos Operacionales




Costos y gastos operacionales


a Abril de 2012

-0.88%

9.46%

-8.16%

8.63%

$ 25,369

$ 5,159

$ 2,822 $ 3,086

Costo Bienes y Servicios Públicos para la VentaServicios personalesOtros Costos y Gastos - NegociosCostos y Gastos Generales

Los costos y gastos operacionales presentan una sub ejecución de $2.670 debido principalmente a subejecución en los contratos de mantenimiento correctivo, ahorros en la contratación de seguros, menores compensaciones por calidad en el servicio, subejecución de los servicios personales por vacantes que han quedado libres como resultado de los procesos internos, subejecución en las acciones de suspensión, corte y reconexión y desplazamiento en la contratación del contrato de punto de acceso para la red MPLS y canal redundante EPM-EDEQ.

49.871 36.437


93

23,882 25,369 24,857


Costos OC

134.6134.4 138.7

MC Abril 2012 PC Abril 2012 PC Ppto Abril 2012

PC Vs MC

Costos y Gastos Operacionales – Variables de negocio


Pc - Mc ($/kWh) Costos Operación Comercial



a Abril de 2012



-0.88%

9.46%

-8.16%

8.63%

-0.17% -3.13%6.23% 2.06%

49.871 36.437


94

Costos y Gastos Operacionales – Variables de negocio




a Abril de 2012



-0.88%

9.46%

-8.16%

8.63%

49.871 36.437

Ind. de Pérdidas OR Ind. de Pérdidas Comercializador

Cumplimiento meta IP

Jan-12 Feb-12 Mar-12

10.32%

10.67% 10.69%

10.37%

9.95%

10.18%

IP OR 12 meses IP OR Acum

Jan-12 Feb-12 Mar-12

12.87%

13.23% 13.28%

13.82%

12.54%12.83%

IP Com 12 mesesIP com Acum

Sep-

11

Oct-1

1

Nov-

11

Dec-1

1

Jan-

12

Feb-

12

Mar

-12

Apr-1

2

May

-12

Jun-

12

Jul-1

2

Aug-

12

9.00%

10.00%

11.00%

12.00%

13.00%

14.00%

15.00%

13.1

6%

12.8

7%

13.2

3%13

.28%

0.1332158790824980.125104230216025

IP 12 meses Comercializador IP 12 meses Comercializador proyección


95

12,018

13,434

10,642

26.38%

26.94%

21.15%

abr-11

abr-12

Ppto - Abr 2012

EBITDA y Margen EBITDA

El EBITDA se ubica en $2.793 por encima del presupuesto, esto producto de la sub ejecución en los costos y gastos , ya que en los ingresos se presenta una variación de $443 millones por debajo de lo presupuestado.

Se obtiene un margen del 26.94% a Abril

EBITDA




a Abril de 2012



-0.88%

9.46%

-8.16%

8.63%

11.78%

26.24%

49.871 36.437

13.434


96

8,987

9,029

6,857

19.73%

18.10%

13.63%

0.00% 5.00% 10.00% 15.00% 20.00% 25.00%

7,000 7,500 8,000 8,500 9,000 9,500

abr-11

abr-12

Ppto - Abr 2012

Utilidad Operacional

Las depreciaciones, Amortizaciones y Provisiones, presentan una sobreejecución de $879, producto del diferido de los costes del proyecto ERP y carteras de usuarios importantes que se encuentran en procesos de estructuración.

El resultado en lo operacional es de $2.172 por encima del valor presupuestado.


amortizaciones

UtilidadOperacional




a Abril de 2012

EBITDACostos y gastos operacionales


-0.88%

9.46%

-8.16%

8.63%

11.78%

26.24%

52.2%

21.8%

0.47%

31.67%

49.871 36.437

13.4344.405

9.029


97

6,118

6,059

4,833

13.43%

12.15%

9.61%

0.00% 2.00% 4.00% 6.00% 8.00% 10.00% 12.00% 14.00% 16.00%

7,000 8,000 9,000 10,000 11,000 12,000 13,000 14,000 15,000

abr-11

abr-12

Ppto - Abr 2012

Utilidad Neta

El resultado de la utilidad neta presenta una sobre ejecución de $1.226 por encima del valor presupuestado, el cual obedece al resultado del EBITDA y de los ingresos no operativos, los cuales presentan sobreejecución por alquiler de infraestructura a cableoperadores.

No operativos

Utilidad antes de

impuestos


Renta

utilidadNeta




a Abril de 2012


amortizaciones

UtilidadOperacionalEBITDA



-0.88%

9.46%

-8.16%

8.63%

11.78%

26.24%

52.2%

21.8%

0.47%

31.67%

110.98%

156.65%

5.56%

37.85%

17.63%

63.20%

-0.96%

25.36%

49.871 36.437

13.4344.405

9.029

9159.944

3.885

6.059


98

Avances en resultados (Cifras en millones de $) a Abril de 2012



9159.944

3.885

6.059


Costo y gastos operacionales

EBITDA


amortizaciones y Cálculo Actuarial

UtilidadOperacional

No operativos

Utilidad antes de

impuestos


Renta

UtilidadNeta

49.871 36.437

13.434

4.405

9.029

-0.88%

9.46%

-8.16%

8.63%

11.78%

26.24%

52.2%

21.8%

0.47%

31.67%

110.98%

156.65%

5.56%

37.85%

17.63%

63.20%

-0.96%

25.36%


99

Inversiones del Negocio de Distribución

1.693

Presupuestado

2.025

333



120%

a Abril de 2012

Informática (Cifras en millones de $)


684

Presupuestado

808

124


118%

El valor de la inversión corresponde a importes para el Servidor Blade, licencias para el One World 8.0.

La sobreejecución corresponde a la adquisición pronta de licencias de SPARD para las áreas de GIOR, Ingeniería de la operación e Ingeniería.


100

Otras Inversiones(Cifras en millones de $)


1.058

Presupuestado

214

845


Adquisición de mobiliario para la remodelación de sedes.

La desviación es debido a sub ejecución del rubro dispuesto para el circuito cerrado de televisión

a Abril de 2012

20%


101

INFORME DE GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA No.248 01 de junio de 2012.

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