Ministerio de Minas y Energía República de Colombia.

Presentación del tema: "Ministerio de Minas y Energía República de Colombia."— Transcripción de la presentación:

1 Ministerio de Minas y Energía República de Colombia

2 CONSEJO COMUNITARIO DE EMPRESAS REESTRUCTURADAS BOGOTÁ, D.C., DICIEMBRE 4 DE 2004

3 PROCESOS CHEC Y EDEQ

4 CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS - CHEC PROBLEMÁTICA Pérdidas acumuladas por más de $70.000 millones Por falta de inversión, las pérdidas de energía se incrementaron del 21 al 24% Alto endeudamiento interno y externo Contrato Termodorada afectaba viabilidad de la empresa SOLUCIÓN: CAPITALIZACIÓN POR $172.000 MILLONES

5 EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO - EDEQ PROBLEMÁTICA Pérdidas acumuladas por más de $2.000 millones Dificultades operacionales luego del terremoto de 1999 Proyecto BOOT costoso Necesidad de renegociar deudas de energía permanentemente SOLUCIÓN: CAPITALIZACIÓN POR $23.000 MILLONES

6 ELECTRICARIBEENERGIA SOCIALELECTROCOSTA

7 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Dificultades regulatorias (insuficiencia financiera) Pérdidas de energía del 42% Recaudos del 62% Grandes problemas de cartera oficial y subnormalidad Insatisfacción de los usuarios

8 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Pérdidas de energía bajaron al 20% Recaudos superaron el 90% Proyecto integral de mejora en la gestión Trabajo coordinado Gobierno - Comunidades - Empresa aplicando nuevos instrumentos del PND Creación de la empresa Energía Social Mejoramiento considerable en nivel de satisfacción de usuarios y calidad del servicio

9 EVOLUCION UTILIDAD OPERATIVA

10 RETOS Obtener la remuneración adecuada para las actividades de distribución y comercialización de energía Consolidar su trabajo comunitario de la mano con el Gobierno Nacional Lograr la estabilización empresarial definitiva

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12 DIAGNÓSTICO ELECTROCHOCO Intervenida por la SSPD 4 horas de racionamiento diario Imposibilidad de pagar deudas de energía y laborales Una sola línea de interconexión con el sistema nacional muy vulnerable Pérdidas de energía del 70% Recaudos del 30%

13 SOLUCIÓN Liquidación de Electrochocó Creación de, mediante un contrato de gestión a 8 años, sujeto al cumplimiento de indicadores

14 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Se pasó de 20 a 24 horas diarias de prestación del servicio Construcción de la línea Virginia – Cértegui con un ahorro de $19.000 MM Los recaudos pasaron de $350 millones a $1.400 millones al mes Las pérdidas bajaron del 70% al 30%

15 RETOS Mejoramiento en calidad del servicio Reducir las pérdidas de energía al 23% en los próximos dos años

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17 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Sistema de Información comercial obsoleto y vulnerable Elevada cartera oficial Atraso tecnológico de 7 años y en infraestructura de 20 años Planta administrativa superior a la operativa, concentrada en Bogotá Alto incumplimiento en obligaciones tributarias Estructura contractual vulnerable y subjetiva

18 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Reducción de la tarifa en cerca de $50 por kWh promedio Nuevo sistema comercial con depuración de información y procesos Reducción de pérdidas de energía del 33% al 29% Fortalecimiento del esquema contractual Creación del Defensor del Usuario

19 EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

20 RETOS Profundizar en descentralización de la operación Fortalecer procesos de facturación Reducir las pérdidas de energía, con inversiones de $20.000 millones Modernización de infraestructura física y tecnológica Certificación ISO 9001

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22 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Racionamientos permanentes Pérdidas operativas superiores a $5.000 millones Debilidades en sistema de información comercial y en atención al usuario Atraso en inversión y mantenimiento del sistema

23 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Se acabaron los racionamientos con la ejecución de los proyectos: Subestación Ocoa y el doble circuito Reforma- Ocoa Alianza con Ecopetrol para Operaci ó n, Mantenimiento y Representaci ó n comercial de Termocoa Disminución de pérdidas de energía del 32% al 26% Mejores oficinas de atención al cliente

24 EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

25 RETOS Reducir las pérdidas de energía al 18% Ampliar capacidad subestaciones para atender la demanda creciente Continuar mejorando la calidad del servicio Lograr la certificación en calidad

26 ELECTROHUILA

27 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Deudas de energía por más de $12.000 millones Pérdidas de energía del 34% Escasos recursos para inversión Se encontró en causal de intervención por la SSPD

28 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Se alcanzó un nivel de recaudo del 99% Las pérdidas de energía bajaron al 27% Prepago del BOOT por $21.000 millones, que le representa ahorros en los próximos años por más de $12.000 millones Utilidad operativa de $7.800 millones

29 EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

30 RETOS Mejorar recaudos y pérdidas en áreas de difícil gestión y menor desarrollo Reducir las pérdidas de energía al 23% en dos años Modernización tecnológica

31 ELECTROCAQUETA

32 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Insuficiente capacidad de transporte de energía por la línea Altamira – Florencia Prolongados racionamientos por atentados frecuentes a la infraestructura Incremento recurrente de la cartera oficial

33 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Disminución atentados a la infraestructura y más rápida respuesta de la empresa en superarlosDisminución atentados a la infraestructura y más rápida respuesta de la empresa en superarlos Nuevo sistema comercial con depuración de usuarios y del sistema de distribuciónNuevo sistema comercial con depuración de usuarios y del sistema de distribución Incremento de un 30% en ventasIncremento de un 30% en ventas Reducción de pérdidas de energía del 31% al 28%Reducción de pérdidas de energía del 31% al 28%

34 EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

35 RETOS Mejoramiento en calidad del servicio, evitando racionamientos áAnálisis e impulso a nuevas posibilidades de interconexión del Departamento, tales como Cartagena del Chairá

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37 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Contrato PPA que amenaza la viabilidad de la empresa Pérdida de 5 grandes usuarios que representan el 40% de la demanda 95% de los usuarios de estratos 1 y 2, con un mercado muy disperso atendido con infraestructura obsoleta

38 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Documento CONPES que resolverá la problemática de pasivos generados por Paipa IV Comercialización de su sistema comercial en el sector eléctrico Colombiano Automatización de la Unidad 3 de TermopaipaAutomatización de la Unidad 3 de Termopaipa Remodelación de redes rurales sustituyendo 24.000 postes de madera Mejoramiento y construcción de líneas de 115 kV: Paipa – Tunja y Paipa-Sogamoso

39 EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

40 RETOS Solución a PPA Paipa IV y fortalecer sus negocios de distribución y comercialización Reducir pérdidas de energía a menos del 22% Nuevo Centro de Control Regional a 115kV, mejorando la operación del sistema

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42 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Activos improductivos en el negocio de generación que afectaban viabilidad de la empresa Pérdidas operativas de $16.000 millones Alta concentración de pérdidas y cartera en la región del Magdalena Medio Inviabilidad del negocio de comercialización

43 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Cambio en la estrategia del negocio de Generación con Termoyopal y Termobarranca Compras de energía para 2005 y 2006 que le ahorran a la empresa $26.000 millones Nuevas oficinas satelitales y móviles Solución problemática Magdalena Medio Cambio en la estrategia comercial, recuperación de clientes, nueva comercializadora y normalización servicio de alumbrado público

44 EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

45 RETOS Desarrollo fase II Termoyopal Consolidación esquema Termobarranca con Ecopetrol Fortalecimiento tecnológico para atención integral al usuario Reafirmar la cultura del valor

46 CENS CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER

47 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Pérdidas de energía superiores al 32% Pérdidas operativas superiores a $1.100 millones Sistema Comercial obsoleto Carencia de Gestión social con usuarios CENS

48 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Exitoso programa de reducción de pérdidas de energía, pasando del 32% al 26% Compras de energía para 2005 y 2006 con ahorros superiores a $20.000 millones Digitalización de los archivos de clientes e historias laborales y nuevo sistema comercial El 15 de diciembre se certificará la empresa en ISO 9000 CENS

49 EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA CENS

50 RETOS Construcción subestación La Ínsula Fortalecer interconexión con Venezuela Mejorar su gestión social Reducir las pérdidas de energía al 20% en el 2006 Automatización de todas las subestaciones con enlaces satelitales CENS

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52 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Presentaba las más altas pérdidas de energía (44%) Dificultades para prestar el servicio en la Costa Pacífica y Zona Norte

53 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Los recaudos pasaron de $5.500 millones mensuales a $7.000 millones mensualesLos recaudos pasaron de $5.500 millones mensuales a $7.000 millones mensuales Las pérdidas de energía se han reducido del 44% al 39%Las pérdidas de energía se han reducido del 44% al 39% De ser una empresa con alto endeudamiento y en causal de intervención, hoy ha recobrado su viabilidadDe ser una empresa con alto endeudamiento y en causal de intervención, hoy ha recobrado su viabilidad

54 EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

55 RETOS Reducción de pérdidas de energía al 34% en los próximos dos años Normalización y optimización del servicio en zonas de difícil gestión como la Norte y la Costa Pacífica Operación del sistema no interconectado de Cauca, Nariño y Putumayo

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57 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Altos costos por contratos PPAs: TEBSA, FLORES y San Andrés. En este último, asumiendo una intermediación de $100 por cada Kwh y 30% en cartera de APL (intervenida por la SSPD) Demandas costosas por servidumbres y laborales, con contingencias que sumaban $1.2 billones

58 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Se logró dar viabilidad a la empresa hasta el año 2015, evitándole a la Nación capitalizaciones por $2.6 Billones A pesar de la alta hidrolog í a y altos precios del gas, como primera generadora térmica suministra 10% de la demanda nacional Con el apoyo del Comité de Defensa Judicial de la Nación, se ha contribuido a reducir las contingencias por servidumbres en más de $600.000 millones

59 EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

60 RETOS Consolidar su transformación empresarial, con viabilidad futura Minimizar en valor y tiempo la utilización de la garantía de la Nación para PPA s Reducir al mínimo sus contingencias por servidumbres Contribuir a resolver problemática energética en San Andrés y Providencia

61 EMPRESA URRA

62 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Siendo un proyecto multipropósito, sus ingresos solamente se derivan de la actividad de venta de energía, que le son insuficientes Los compromisos ambientales ($15.000 millones) y la deuda externa (US$ 220 millones), comprometen la viabilidad de la empresa. Fallo de la Corte Constitucional que obliga a indemnizar indígenas (75% del costo de la licencia ambiental equivalente a $135.000MM)

63 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Control eficiente de más de 20 eventos de crecientes en el río SinúControl eficiente de más de 20 eventos de crecientes en el río Sinú A partir del presente año se comenzó a arrojar utilidad operativa, consecuencia del cambio en la estrategia comercialA partir del presente año se comenzó a arrojar utilidad operativa, consecuencia del cambio en la estrategia comercial Se contribuye con la Nación a pagar la deuda interna ($19.000 MM en 2004)Se contribuye con la Nación a pagar la deuda interna ($19.000 MM en 2004)

64 EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

65 RETOS Reestructuración de la deuda externa a pesos Reducción del valor de la licencia ambiental Censo de Indígenas que permita controlar el valor de indemnizaciones

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67 CARACTERíSTICAS DE LA NUEVA EMPRESA Con el liderazgo del IPSE, dar soporte para garantizar la prestación del servicio en las Zonas no Interconectadas Contribuir a solucionar la problemática de la Empresa de Energía de Boyacá, asumiendo su negocio de generación

68 PRINCIPALES PROYECTOS EN MARCHA CON EL Mejora en operación centrales de Leticia y Bahía Solano Interventoría de la Operación de la Central Hidroeléctrica de Prado y de la Construcción de la PCH Cupica Reconstrucción PCH Araracuara y Solita Actualización diseños PCH Juradó

69 CONSTRUCCI Ó N LINEA MICROCENTRAL BAHIA CUPICA FIP

70 SUBESTACIÓN PUERTO CARREÑO OPERACIÓN DE LA INTERCONEXIÓN BINACIONAL CON VENEZUELA EN PUERTO CARREÑO, PASANDO DE 12 A 24 HORAS DIARIAS DE SERVICIO

71 CENTRAL DE GENERACIÓN DE INíRIDA SE PASA DE PRESTAR EL SERVICIO DE 8 A 16 HORAS AL DÍA CON LOS MISMOS RECURSOS

72 PCH MITÚ SE PASA DE PRESTAR EL SERVICIO DE 5 A 9 HORAS AL DÍA CON LOS MISMOS RECURSOS SE INICIARÁ LA CONSTRUCCION DE LA PCH MITÚ

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74 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Contingencias económicas: demanda EPM y requerimientos de la DIAN por renta presuntiva años 1997, 1998 y 1999 Concentración de la deuda por US$328 MM en el 2006 Falta de claridad sobre derechos de líneas de interconexión con Venezuela con la empresa EDELCA

75 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Entrada en operación MIEL I Eliminación de contingencias económicas Se aclararon derechos en la interconexión con Venezuela con EDELCA Consolidación estrategia comercial Aprobación de inversión en trasvases, Manso y Amoya, así como recuperación central calderas Códigos de buen gobierno, certificación en calidad y en gestión ambiental

76 EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

77 RETOS Generación con fuentes alternas de energía Ejecutar plan de expansión aprobado (más de 220MW adicionales) Presencia en mercados internacionales Culminar proceso reestructuración financiera Consolidarse como promotor de nuevos proyectos de generación

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79 DIAGNÓSTICO AÑO 2002 Atentados a la infraestructura ocasionaron pérdidas por más de $77.000 millones Empresa con ingresos regulados y concentrada en el mercado interno

80 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS EVOLUCION DE NUMERO DE TORRES DERRIBADAS AL SISTEMA INTERCONECTADO

81 PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS Gestión oportuna de proyectos de impacto regional en Chocó, Vichada y Meta Adjudicación licitaciones Primavera – Bacatá, Bolívar – Copey y Ocaña - Primavera Internacionalización de la empresa: Ecuador, Perú y Bolivia (48% de las redes 220kV en la Región Andina y 7% 110kV Suramérica) Interconexión efectiva con Ecuador y coordinación transacciones Internacionales

82 EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

83 RETOS Crecimiento nacional e internacional (refuerzos Colombia – Ecuador y Colombia – Venezuela) y Construcción interconexión con Panamá Avance en constitución mercado eléctrico Andino Consolidación del Grupo Empresarial