INFORME GESTIÓN 22 de Enero de 2010

Presentación del tema: "INFORME GESTIÓN 22 de Enero de 2010"— Transcripción de la presentación:

1 INFORME GESTIÓN 22 de Enero de 2010
JUNTA DIRECTIVA 22 de Enero de 2010

2 CONTENIDO SEGUIMIENTO A COMPROMISOS COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN
CONTROL INTERNO INFORMÁTICA

3 1. SEGUIMIENTO A COMPROMISOS
Compromisos Comercial Gloria Varón Barragán – Secretaria General

4 COMPROMISO La Junta solicitó realizar los análisis necesarios que permitan encontrar la explicación a la disminución de las ventas del mes de noviembre de 2008 y su impacto en el incremento de las pérdidas de energía. Gloria Varón Barragán – Secretaria General

5 SITUACIÓN PRESENTADA VENTAS EN MWh
El total de la energía facturada en Noviembre de presenta un decremento del 9.1% al compararla con Noviembre de En forma acumulada, a Noviembre de 2009 se observa un decremento del 3.9% con relación al acumulado a Noviembre de 2008. Gloria Varón Barragán – Secretaria General

6 SITUACIÓN PRESENTADA INGRESOS POR VENTAS DE ENERGÍA
Las ventas facturadas en Noviembre de 2009 presentan un decremento de 1.59% frente a lo facturado en Noviembre de 2008. En forma acumulada, a Noviembre de 2009 se observa un incremento de 10.5% al compararse con el acumulado a Noviembre de 2008. Gloria Varón Barragán – Secretaria General

7 SITUACIÓN PRESENTADA COMPRAS DE ENERGÍA
El comportamiento de las compras no evidencia una disminución que justifique menores ventas. Gloria Varón Barragán – Secretaria General

8 SITUACIÓN PRESENTADA PÉRDIDAS DE ENERGÍA 12 MESES ACUMULADO
Gloria Varón Barragán – Secretaria General

9 INFORME DE ANÁLISIS REALIZADO EN DICIEMBRE
Se presentaron los análisis realizados: Cantidad de días leídos mensualmente en cada ciclo de facturación Análisis de los consumos promedios por usuarios KWh/usuario en las distintas clases de servicio. Comportamiento de la tarifa media de venta $/KWh en los sectores residencial y no residencial. Estadísticas de predios facturados con consumo cero y las observaciones de lectura reportadas en estos casos para el mes de noviembre. Análisis de los consumos facturados según ciclos de facturación en el mes de noviembre, respecto a la estadística reportada de los consumos facturados de manera individual. CONCLUSIÓN: Los análisis no permitieron encontrar una explicación al comportamiento de las ventas de noviembre de 2009. Gloria Varón Barragán – Secretaria General

10 NUEVO ANÁLISIS Dado que los análisis realizados con los procedimientos acostumbrados, no permitieron encontrar una explicación contundente a la disminución de las ventas en el mes de noviembre, se hizo una nueva revisión, teniendo en cuenta: Cambio de fuentes para generación de la información Revisaron procedimientos aplicados en la actividad de lectura Comparación de la agenda programada en el Sistema Comercial con la información que tiene disponible los aplicativos de lectura Gloria Varón Barragán – Secretaria General

11 RESULTADOS Y CONCLUSIONES
Para el mes de noviembre de 2009, no todas las actividades de lectura se ejecutaron de acuerdo con la agenda programada en el sistema comercial. Por programación de recursos disponibles para la ejecución de lecturas, algunos ciclos fueron leídos antes de la fecha programada, ocasionando que a los usuarios de esos ciclos se les facturara menor número de días y por lo tanto menores consumos. Para el mes de diciembre de 2009, una vez se normaliza la fecha mensual de lectura para cada uno de los ciclos, se presenta un incremento en la ventas que obedece a la compensación de lo dejado de facturar en noviembre. El fuerte incremento del índice de pérdidas para el indicador 12 meses a noviembre, se explica por dos eventos coincidentes: Noviembre de 2009 con menos de 30 días facturados y Noviembre de 2008 con más de 30 días facturados Gloria Varón Barragán – Secretaria General

12 COMPRAS DE ENERGÍA La compras de energía en los meses de Noviembre y Diciembre, son del mismo orden para los años 2008 y 2009. Gloria Varón Barragán – Secretaria General

13 VENTAS DE ENERGÍA El total de la energía facturada en Diciembre de presenta un incremento del 4.7% al compararla con Diciembre de En forma acumulada a Diciembre de 2009 se observa un decremento del 2.5% con relación al acumulado a Noviembre de 2008. Gloria Varón Barragán – Secretaria General

14 VENTAS DE ENERGÍA 2007 – 2008 – 2009 Puede verse que el comportamiento de las ventas en noviembre de 2009 es atípico con respecto a 2007 y 2008 Gloria Varón Barragán – Secretaria General

15 INGRESOS POR VENTAS DE ENERGÍA
Las ventas facturadas en Diciembre de presentan un incremento de 9.84% frente a lo facturado en Diciembre de 2008. En forma acumulada a Diciembre de 2009 se observa un incremento de 18% al compararse con el acumulado a Diciembre de 2008. Gloria Varón Barragán – Secretaria General

16 PÉRDIDAS DE ENERGÍA COMERCIALIZADOR
Con la compensación de los consumos facturados en el mes de diciembre de 2009, se presenta la normalización de las pérdidas de energía tal como nos muestra en el indicador 12 meses y en el acumulado. Gloria Varón Barragán – Secretaria General

17 2. COMERCIALIZACIÓN Suscriptores Composición del Mercado
Ventas de Energía Demanda Comercial Costo Unitario Informe Trimestral Subsidios y Contribuciones Presupuesto 2010 vs Resolución CREG 173 Variaciones CU para 2010 Resolución 173 Programa de Financiación Social

18 SUSCRIPTORES FACTURADOS DICIEMBRE DE 2009
Los usuarios facturados a Diciembre de 2009 presentan un crecimiento de 0.98% respecto a Diciembre de Con relación a la proyección de usuarios para el mes de Diciembre de 2009 se observa una variación del %. Analizando el crecimiento frente al mes anterior hay un crecimiento del 0.08% Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

19 COMPOSICIÓN DEL MERCADO DICIEMBRE DE 2009
USUARIOS % CONSUMO KWh VALOR FACTURADO mill $ RESIDENCIAL 135,645 88.92% 18,160 59.46% 6,185 60.6% Estrato 1 30,845 20.2% 3,459 11.3% 1,195 11.7% Estrato 2 53,046 34.8% 6,262 20.5% 2,164 21.2% Estrato 3 33,789 22.2% 5,185 17.0% 1,768 17.3% Estrato 4 9,648 6.3% 1,683 5.5% 552 5.4% Estrato 5 7,207 4.7% 1,286 4.2% 415 4.1% Estrato 6 1,110 0.7% 286 0.9% 92 NO RESIDENCIAL 16,896 11.1% 12,382 40.5% 4,018 39.4% COMERCIAL 12,884 8.4% 6,752 22.1% 2,307 22.6% INDUSTRIAL 1,412 2,045 6.7% 820 8.0% OFICIAL 763 0.5% 1,320 4.3% 479 ESPECIAL 443 0.3% 427 1.4% 137 1.3% PROVISIONAL 558 0.4% 169 0.6% 55 AREAS COMUNES 823 395 126 1.2% AP 445 0.0% 94 MNR COMERCIAL 6 0.00% 372 - MNR INDUSTRIAL 7 457 1.5% 152,541 30,543 10,203 Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

20 COMPOSICIÓN DEL MERCADO DICIEMBRE DE 2009
Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

21 ENERGÍA VENDIDA (MWh) DICIEMBRE DE 2009
El total de la energía facturada en Diciembre de presenta un incremento del 4.7% al compararla con Diciembre de En forma acumulada a Diciembre de 2009 se observa un decremento del 2.5% con relación al acumulado a Noviembre de 2008. Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

22 VENTAS FACTURADAS DICIEMBRE DE 2009
Las ventas facturadas en Diciembre de 2009 presentan un incremento de 9.84% frente a lo facturado en Diciembre de Con respecto a lo presupuestado para el año 2009 se observa un decremento del 10.01% y con respecto a la proyección ajustada del presupuesto para el mismo mes representa un decremento del 9.43%. En forma acumulada a Diciembre de 2009 se observa un incremento de 18% al compararse con el acumulado a Diciembre de y con respecto al acumulado presupuestado el decremento es del 8.37%. Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

23 COMPORTAMIENTO PUNTUAL DE INDICADORES DEL MERCADO Mc vs Pc DICIEMBRE DE 2009
Para Diciembre de 2009, el Pc se encuentra un 2.89% por debajo del precio de mercado Mc y se tiene una desviación con respecto al presupuestado de 4.7%, explicada por el comportamiento en el IPP durante 2009. Con respecto a Diciembre del año anterior, se tiene un incremento del 18.75% en el precio de compra, incremento dado por el cambio en precios de contratos de largo plazo. Los precios promedio de compra en contratos a Largo Plazo estuvieron un 0.94% por debajo de los precios promedio de compra en contratos a nivel nacional. Solo en el mes de Abril, el precio de bolsa estuvo por debajo del precio con que edeq compró su energía en contratos de largo plazo, por lo tanto, fue correcta la decisión de no exponerse al precio de bolsa. Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

24 ANÁLISIS DE LA DEMANDA COMERCIAL
DICIEMBRE 2009 La demanda de Diciembre de 2009 estuvo un 0.14% por encima respecto a la demanda del mismo mes de 2008 e inferior a la presupuesta en 4.29%. Acumulado a Diciembre, la demanda se encuentra un 1.17% por debajo del acumulado a Diciembre en el año 2008 y 3.77% por debajo del presupuesto. Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

25 COSTO UNITARIO PROMEDIO PONDERADO MR DICIEMBRE DE 2009
El costo unitario promedio ponderado es calculado teniendo en cuenta la participación de las unidades de consumo dentro de los diferentes grupos CU que se definen por la propiedad de los activos. Para Diciembre de 2009 se presenta un incremento de 1.82% respecto al promedio ponderado de Noviembre de 2009, y una variación del -6.94% con respecto al presupuesto de Diciembre de 2009, de los cuales -2.19% se explican por variaciones en la proyección IPP. Estas variaciones se explican básicamente por el comportamiento real reflejado en las componentes de D, G y R del CU. Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

26 INFORME TRIMESTRAL COMPORTAMIENTO SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES CUARTO TRIMESTRE 2009
A Diciembre de 2009 edeq registra un saldo de subsidios por pagar de la Nación por $2,548 millones Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

27 VARIACIONES INGRESOS ENTRADA RESOLUCIÓN CREG 173 DE 2009
Los ingresos proyectados para el 2010, teniendo en cuenta la entrada de la res CREG 173, tienen un incremento de $177 millones con respecto al presupuesto aprobado, es decir, no se tienen cambios significativos. Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

28 VARIACIONES COMPONENTES CU 2010
VARIACIONES AÑO DIC DIC 2009 COMENTARIOS Di,j 13.84% Entrada en vigencia de la resolución CREG 106 y 173 de 2009 nuevos cargos D para edeq, en general en el nivel de tensión 1 el incremento más representativo se presenta en los costos de AOM Gm,t 15.08% Entrada de nuevos contratos compra de energía a largo plazo de un año con respecto al anterior Cm,t -1.42% El decremento principalmente se debe al cambio del factor de productividad dispuesto en la fórmula tarifaria Tm,t 7.20% Considera los efectos de la inflación nacional entre otras variables macroeconómicas y del mercado PR 13.48% El incremento se evidencia como comportamiento consecutivo de los costos de generación y transmisión Rm,t -36.88% A finales de 2009 y principios de 2010 las restricciones se incrementan como efecto de los despachos de las plantas térmicas, para diciembre 2010 se prevé que se haya terminado el fenómeno del niño y se realice el despacho sin intervención Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

29 VARIACIONES CU ENTRADA RESOLUCIÓN
CREG 106 y 173 DE 2009 AGREGAR AL COMPORTAIENTO DEL CU, EL COMPORTAMIENTO DE LAS TARIFAS (ESTRATOS 1,2,3) Las variables del CU entre 2009 y 2010 cambian su comportamiento a partir de Febrero 2010, fecha en que se empieza a aplicar los nuevos cargos de distribución aprobados con la res CREG 173 de El incremento de Diciembre 2009 a enero de 2010 se explica por la entrada de nuevos contratos de compra de energía. Se proyecta que para el 2010 el costo unitario tendrá incrementos del 6.3% en enero, en febrero se acumulará en un 9.2% y a Diciembre el incremento habrá sido del 9.8%. Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

30 PROGRAMA DE FINANCIACIÓN SOCIAL
TARJETA edeq GRUPO EPM Lanzamiento del programa: 11 de diciembre de 2009 Lugar: Parque Sucre Entrega de la primera tarjeta: 23 de diciembre de 2009 Aliados Comerciales: 14 Balance a 12 de enero Tarjetas Aprobadas: Tarjetas Entregadas: Total Ventas: $ Artículo Más Comprado Computadores Electrodomésticos Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

31 COMPRAS CON LA TARJETA edeq GRUPO EPM
mill de $ De los 14 aliados, 9 han registrado ventas con la tarjeta del programa de Financiación Social Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

32 DISTRIBUCIÓN COMPRAS POR LÍNEA DE PRODUCTO MES DE LANZAMIENTO
Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial

33 3. DISTRIBUCIÓN Índice de Pérdidas Pérdidas de Energía
Calidad del servicio y metas 2010 Nuevos cargos por uso Plan de Expansión

34 ÍNDICE DE PÉRDIDAS 12 MESES COMERCIALIZADOR Y OPERADOR DE RED
El propósito el presente año es conservar la meta establecida para el año anterior, es decir IP%=12.71% como comercializador, IP%= 10.01% como operador de red Pérdidas = EnergíaEntrada – EnergíaSalida EnergíaEntrada Energía Entrada = Demanda Comercial Energía Salida = Ventas Propias EDEQ de acuerdo a la Circular CREG 030 de 2004 Energía Entrada = Energía que Ingresa por el STR + Generación PCH en el Sistema Quindío Energía Salida = Ventas Propias EDEQ + Ventas de Otros Comercializadores de acuerdo a la Res. CREG 072 de 2002 Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución 34 34

35 EVOLUCIÓN ÍNDICE DE PÉRDIDAS AÑO CORRIDO
COMERCIALIZADOR El índice de pérdidas como comercializador, a Noviembre de 2009 se ubicó en 14.03%. A Diciembre la curva mostró un leve cambio de pendiente y el indicador de pérdidas de energía cerró en 14.08%. Como se observa en la gráfica, el indicador está por encima del 12.82% logrado el año anterior. OPERADOR DE RED El índice de pérdidas como operador de red a Diciembre mantuvo el mismo nivel de Noviembre, 11.71%, pero mayor al logrado al finalizar el año 2008 que fue de 10.43%. Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución 35 35

36 IMPACTO ACTUAL EN LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS (GWh)
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 2007 4,06 2,45 7,75 3,33 6,84 4,56 5,61 5,35 4,65 5,24 3,93 7,47 2008 3,43 2,86 6,12 4,51 4,38 1,85 6,21 4,15 4,07 5,70 2,99 5,93 2009 3,35 0,73 6,85 4,26 5,04 3,22 6,23 4,93 5,99 5,59 La gráfica muestra las pérdidas puntuales mes en GWh. Lo reconocido vía tarifa corresponde a 5 GWh/mes. En el mes de Diciembre de 2009, las pérdidas fueron de 5.24 GWh. Para el mismo mes del año anterior, las pérdidas fueron de 5.93 GWh. Es el primer mes desde mayo del presente año donde las pérdidas puntuales mes son menores a las del año anterior. Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución 36 36

37 IMPACTO ACTUAL EN LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS (GWh)
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 2007 5,43 5,28 5,22 5,14 5,15 5,12 5,06 4,99 4,98 4,93 5,01 2008 5,05 5,09 5,02 4,92 4,69 4,74 4,64 4,59 4,63 4,55 4,42 2009 4,24 4,23 4,21 4,26 4,37 4,38 4,44 4,54 4,56 4,78 4,72 La gráfica muestra el comportamiento del promedio de pérdidas mes en GWh. Este promedio se calcula con los 12 últimos meses. Los promedios fueron disminuyendo desde enero hasta abril de Desde Mayo 2009 tuvo incremento hasta Noviembre 2009. Como se puede observar en la tabla y en la gráfica, en Diciembre 2009 el promedio mes disminuyó respecto a Noviembre 2009 Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

38 PÉRDIDAS DE ENERGÍA La gráfica muestra la evolución de las pérdidas de energía en el año comparadas con las del año anterior. En el mes de Diciembre se observa una disminución en el crecimiento de las pérdidas con respecto al comportamiento que venían presentando a partir del mes de mayo. Como se observa en la gráfica de la derecha, la línea de tendencia del presente año es creciente, pero para el mes de Diciembre se observa que está por debajo del mes anterior lo que indica una mejora con respecto a este. Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

39 CALIDAD DEL SERVICIO (Meta considerando reducción de 10% en DES) Los datos finales obtenidos muestran alta disponibilidad del servicio Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

40 META PROPUESTA PARA EL AÑO 2010
CALIDAD DEL SERVICIO META PROPUESTA PARA EL AÑO 2010 De acuerdo a los resultados obtenidos en el 2009 (primera tabla), la meta propuesta para el año 2010 (10% menos) es la indicada en la segunda tabla: Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

41 NUEVOS CARGOS POR USO DEL STR Y SDL edeq
Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

42 GENERALIDADES Resolución CREG 097 de 2008 define nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución. Resolución CREG 106 de octubre 1 de 2009: Aprueba el Costo Anual por uso de activos de nivel de tensión IV y los cargos máximos de los niveles de tensión III, II y I de los activos operados por edeq S.A. ESP en el STR y en el SDL Resolución CREG 173 de 15 de diciembre de 2009 por la cual se resuelve recurso de reposición interpuesto por edeq contra Resolución CREG 106 de 2009 (modifica artículos y valores indicados en dicha resolución) Resolución CREG 177 de 15 de diciembre de 2009 (en discusión) que pretende adoptar la comisión para fijar disposiciones complementarias a la regulación de calidad del servicio en los SDL adoptada mediante Resolución 097 de 2008 Circular de diciembre de 2009 por medio de la cual se pone a disposición y a discusión, documentos asociados a los planes de reducción de pérdidas Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

43 GENERALIDADES Se obtuvo reconocimiento pleno de los activos instalados en el sistema edeq, previa auditoría según establecido por CREG. Hubo ajuste en la metodología de remuneración del AOM reconociendo un valor más cercano a los costos reales particulares de cada empresa. Las observaciones realizadas por edeq en el recurso de reposición que se interpuso a la resolución CREG 106 de 2009 fueron tenidas en cuenta casi en su totalidad. Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

44 CUADRO COMPARATIVO DE CARGOS
VARIACIÓN DE CARGOS MÁXIMOS : Resolución de Cargos No. CARGOS MÁXIMOS POR NIVEL DE TENSIÓN Cargos de Junio de 2009 Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 082 de 2002 32.65 106.33 34.41 173 de 2009 32.99 101.48 29.62 VARIACIÓN DE COSTOS ANUALES DE ACTIVOS NT4: Resolución de Cargos No. Costo Anual por el Uso de los Activos de Nivel Millones $ Dic-07 082 de 2002 3,391.29 173 de 2009 2,929.82 Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución 44 44

45 CUADRO COMPARATIVO DE CARGOS
VARIACIÓN DE CARGOS POR USO (DT): Resolución de Cargos No. CARGOS POR USO POR NIVEL DE TENSIÓN Dt,j - Junio de 2009 082 de 2002 137.96 123.76 51.37 173 de 2009 180.14 118.77 46.64 VARIACIÓN EN INGRESOS : Resolución de Cargos No. INGRESOS ANUALES DEL DISTRIBUIDOR (VENTAS $Junio 2009)- $Millones Total Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 082 de 2002 45,529.30 5,685.61 336.72 3,699.37 55,251.00 173 de 2009 48,563.10 5,426.12 289.84 3,195.98 57,475.04 Diferencia [$] 3,033.80 -46.89 2,224.04 Diferencia [%] 6.66% -4.56% -13.93% -13.61% 4.03% Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución 45 45

46 PLAN DE EXPANSIÓN Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

47 CONTENIDO Proyecciones de demanda de energía
Proyecciones de demanda de potencia Proyectos de expansión periodo Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

48 PROYECCIONES DE DEMANDA ENERGÍA
La tasa anual constante de crecimiento para la energía que atiende edeq es del 2.02 % para el periodo Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

49 PROYECCIONES DE DEMANDA POTENCIA
La tasa anual constante de crecimiento para la potencia que atiende edeq es del 3.11 % para el periodo Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

50 PROYECTOS DE EXPANSIÓN PERIODO 2010-2022
Línea del STN Hermosa-Armenia-Virginia El proyecto consiste en la reconfiguración de la línea Hermosa – Virginia, mediante la apertura de ésta y la construcción de 40 km en doble circuito hasta la subestación Armenia. Año de entrada en operación: 2011 El costo del proyecto es de aproximadamente US $ millones. La relación B/C es de 3.09 Responsable de la obra: UPME y/o el convocante ganador. JUSTIFICACIÓN: El proyecto soluciona parcialmente los problemas de importación de energía al sistema CQR hasta el año Soluciona a su vez los problemas de bajas tensiones en el SDL Quindío. Se complementa con ampliación de capacidad transformadora en Esmeralda (2014). Con ambos proyectos, ante baja hidrología, se solucionan problemas hasta 2022. Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

51 PROYECTOS DE EXPANSIÓN PERIODO 2010-2022
Construcción conexión al STN en subestación Armenia 230/115 kV, 150 MVA El proyecto consiste en la construcción de la conexión al STN en la subestación Armenia, a un nivel de tensión de 230 kV. Se debe construir la bahía de conexión y la instalación de 150 MVA, con tres unidades de transformación, de 50 MVA c/u, mas una de reserva de igual capacidad. Año de entrada en operación: 2011 El costo del proyecto es de aproximadamente $ millones (pesos de 2009). Responsable de la construcción es el OR incumbente. JUSTIFICACIÓN: El proyecto soluciona parcialmente los problemas de importación de energía al sistema CQR hasta el año Soluciona a su vez los problemas de bajas tensiones en el SDL Quindío. Se complementa con ampliación de capacidad transformadora en Esmeralda (2014). Con ambos proyectos, ante baja hidrología, se solucionan problemas hasta 2022. Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

52 PROYECTOS DE EXPANSIÓN PERIODO 2010-2022
Segundo circuito Armenia-La Patria 33 kV El proyecto consiste en la construcción de un segundo circuito (4 km) entre las subestaciones Armenia y La Patria, en nivel de tensión 3 (33 kv), con el fin de aliviar sobrecarga en la línea actual y dar uso permanente al anillo Armenia-Patria-Puerto Espejo-Sur-Calarcá-Regivit-Armenia Año de entrada en operación del proyecto: 2010 El costo aproximado del proyecto es de $ JUSTIFICACIÓN: Se corrige la sobrecarga del circuito Armenia-La Patria, que en la actualidad no puede transportar mas de 380 A. Para año 2010 esta sobrecarga es permanente. Se evitan racionamientos del orden de MW por sobrecarga permanente en el circuito. Disminución de pérdidas técnicas y su consecuente ahorro, calculado en aproximadamente US $ 0.75 millones para el periodo Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

53 PROYECTOS DE EXPANSIÓN PERIODO 2010-2022
Circuito Armenia-Montenegro 33 kV Construcción de 2.0 km de red a 33 kV, con el fin de acondicionar infraestructura existente. En la actualidad se dispone de un tramo de 7.3 km de la línea Regivit –Montenegro, pero que opera como Armenia-Regivit. La construcción de los 2.0 km se haría paralela a la derivación actual que configura el circuito Armenia-Regivit, hasta un punto llamado Santa Teresa. Implica la construcción de un módulo en Armenia, pues en Montenegro ya se dispone del respectivo módulo. Año de entrada en operación del proyecto: 2016 Costo aproximado del proyecto: COP $ JUSTIFICACIÓN: A partir del año 2016, el transformador 115/33 kV de La Tebaida empieza a presentar sobrecarga, razón por la cual, la construcción de la línea Armenia-Montenegro a 33 kV, en conjunto con la línea Puerto Espejo-Tebaida aportan a la disminución de ésta. Mejora en la confiabilidad del suministro para la zona de Montenegro y Quimbaya. Redistribución de cargas en la zona de influencia Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

54 PROYECTOS DE EXPANSIÓN PERIODO 2010-2022
Circuito Puerto Espejo-La Tebaida 33 kV Construcción de 10 km de red a 33 kV. Interconexión de las subestaciones Puerto Espejo y La Tebaida. Tiene como objeto la redistribución de carga entre los transformadores Armenia T2 (115/33kV) y La Tebaida (115/33 kV). Año de entrada en operación del proyecto: 2016 Costo aproximado del proyecto: COP $ JUSTIFICACIÓN: Este proyecto, asociado con la construcción de la línea Armenia-Montenegro, alivia problemas de sobrecarga en los transformadores 115/33 kV de Armenia y La Tebaida Permite una redistribución de carga en los dos transformadores antes mencionados. Mejora la confiabilidad en la zona de La Tebaida Mejora el nivel de tensión en la barra La Tebaida 115 kV. Reduce pérdidas técnicas en un 1.14 % Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución

55 Plan de Trabajo 2010 Plan Auditorias Internas y Consultorías
4. CONTROL INTERNO Plan de Trabajo 2010 Plan Auditorias Internas y Consultorías

56 PLAN DE TRABAJO CONTROL INTERNO
OBSERVACIÓN Informe gestión oficina Control Interno y revista de Gestión Empresarial De acuerdo a metodología DCI. Enero y Junio de 2010 y enero de 2010 respectivamente Informe anual de evaluación independientes SCI año 2009 De acuerdo a metodología DAFP. Enero de 2010 Sistema Control Interno Contable año 2009 Enero de 2010 Revisión proceso control interno a la luz de las normas internacionales Permanente Difusión y evaluación de políticas y lineamientos de Control Interno. Marzo y Octubre de 2010 Coordinación relación con entes de control( AEGR, CGM, Revisoría Fiscal) Capacitación y fortalecimiento competencias funcionarios Control Interno Luz Mirian Vega , Jefe Oficina Control Interno

57 PLAN DE TRABAJO CONTROL INTERNO
OBSERVACIÓN Auditorías Internas Permanente Comité Control Interno Filiales y Encuentros Control Interno Trimestral. Marzo, Junio, Septiembre y Diciembre de 2010 Coordinación y enlace con la Corporación Transparencia por Colombia para emisión Indicador de Transparencia Enero, Mayo, Agosto, Septiembre y Diciembre de 2010 Planeación y ejecución programa de sensibilización en el tema de Autocontrol Marzo a Diciembre de 2010 Participación en reuniones y comités Luz Mirian Vega , Jefe Oficina Control Interno

58 PLAN DE TRABAJO CONTROL INTERNO
OBSERVACIÓN Evaluación de riesgos proceso Control Interno de acuerdo a metodología recibida de casa matriz Febrero y Noviembre de 2010 Autoevaluación del control interno y autoevaluación de la gestión Enero, Mayo, Junio, Julio, Agosto y Diciembre de 2010 Establecimiento acuerdos de trabajo y evaluación competencias del personal y gestión del desempeño de la oficina de control interno Enero, Noviembre y Diciembre de 2010 Reporte anual avance planes de mejora a la Contraloría General de Medellín. Febrero de 2010 Luz Mirian Vega , Jefe Oficina Control Interno

59 PLAN AUDITORIAS INTERNAS Y CONSULTORÍAS
OBSERVACIÓN Inventario aleatorios almacén. Abril de 2010 Auditoria conceptos de ajuste Mayo de 2010 Auditoria control de herramientas Febrero de 2010 Auditorías materiales eléctricos ( PQRS, Mtto redes, pérdidas de energía, Expansión y reposición SDL) nuevos y de segunda, con alcance a proceso de interventora. Mayo y Junio de 2010 Auditoría aplicación conceptos para liquidación tarifas en la facturación. Junio de 2010 Conciliación saldos del balance general Marzo de 2010 Evaluación de presupuesto a la luz de la normatividad vigente Abril – Mayo de 2010 Luz Mirian Vega , Jefe Oficina Control Interno

60 PLAN AUDITORIAS INTERNAS Y CONSULTORÍAS
OBSERVACIÓN Auditoria a procesos relacionados con control pérdidas Enero 2010 Auditoria fondo de vivienda Marzo 2010 Auditoria parque automotor Auxilio de alimentación y horas extras. Cumplimiento plan de vacaciones y descuentos de nómina Abril de 2010 Ciclo de ingresos, recaudos, ciclos de facturación y estado de las cuentas por cobrar Febrero y Marzo de 2010 Cumplimiento reportes al SUI, SUIP y demás información que se reporta a los entes de control Abril, Julio, Octubre y Diciembre de 2010 Reporte alarmas SICE y reporte informe contratación por ley de garantías Mensual Luz Mirian Vega , Jefe Oficina Control Interno

61 PLAN AUDITORIAS INTERNAS Y CONSULTORÍAS
OBSERVACIÓN Evaluación proceso gestión cobro Mayo – Junio de 2010 Seguimiento a Plan de Negocios Junio – Julio de 2010 Pagos en general, conciliaciones bancarias, libros de bancos, órdenes de pago y pruebas hash Julio de 2010 Seguimiento plan de mercadeo Agosto de 2010 Auditoria cajas menores y cajas generales (caja menor gerencia general arqueos mensuales) Agosto y Diciembre de 2010 Auditoria sellos de seguridad Auditoria seguridad industrial, pagos parafiscales y demás obligaciones contraídas en contratos firmados por la organización Septiembre de 2010 Auditoria cumplimiento PQR´s Luz Mirian Vega , Jefe Oficina Control Interno

62 PLAN AUDITORIAS INTERNAS Y CONSULTORÍAS
OBSERVACIÓN Auditoria de servicios nuevos Septiembre de 2010 Evaluación plan de inversiones Octubre de 2010 Auditoria mapa de riesgos por proceso y cumplimiento planes de mejora establecidos Evaluación contratación año (AO, OC, CFP) Evaluación planes de mejora producto de indicador de transparencia y satisfacción del cliente Noviembre de 2010 Participación en inventario final a diciembre de 2010 Diciembre 2010 Seguimiento a temas tratados en comités de gerencia Noviembre y Diciembre de 2010 Evaluación programa financiación social Luz Mirian Vega , Jefe Oficina Control Interno

63 5. INFORMÁTICA Avance Planes Distribución Avance Planes Comercial
Avance Planes Transversales Plan de Desarrollo Informático 2010

64 AVANCE PLANES DISTRIBUCIÓN
PROYECTO AVANCE OBSERVACIÓN Automatización subestaciones 85% Enlazadas 4 S/E´s Software para mantenimiento 30% Herramienta solicitada MapGuide 100% Homologación de versión en el grupo Spard Sistema actualizado Módulo control sicoper Actualizada versión y en pruebas Apoyo levantamiento requerimientos CREG 097 Software para diseño de redes y DMS En definición con epm Amparo Botero - Jefe Oficina Sistemas Organización y Métodos

65 AVANCE PLANES COMERCIAL
PROYECTO AVANCE OBSERVACIÓN Actualización y evolución SIC 70% En ejecución cumpliendo Implantación simtar 100% Compromiso cumplido Implantación comprase Actualización Sirius-lectura Implantación Sirius-SCO 75% En ejecución Implantación software regulación, transacciones y CU 0% Pasa a 2010 y se cancela regulación Financiación social 50% En ejecución Portal web 80% Bodega de datos Pasa a 2010 Apoyo implantación MP Permanente Adquisición terminales portátiles Pendiente adjudicación en epm Amparo Botero - Jefe Oficina Sistemas Organización y Métodos

66 AVANCE PLANES TRANSVERSALES
PROYECTO AVANCE OBSERVACIÓN Gestión documental 50% En ejecución atrasado Actualización Sistema nómina 35% Implantación aplicativo contratación 95% En ejecución cumpliendo. Implantación GETI 45% En ejecución Plan de continuidad 30% En ejecución con epm Actualización PN de TI 100% Soportado por PDI Actualización metodología ANS´s Amparo Botero - Jefe Oficina Sistemas Organización y Métodos

67 PLAN DE DESARROLLO INFORMÁTICO 2010 PROYECTOS SISTEMAS DE INFORMACIÓN
Automatización subestaciones Software para mantenimiento Sicoper (mód. Control) Implementación solución GIS Implementaciones soporte res. CREG 097 Actualización y evolución SIC Transacciones Software CU Sirius SCO Bodegas de datos Energía prepago Sicoper Evolución páginas web interna Sistema de Información soporte a Gestión Integral Amparo Botero - Jefe Oficina Sistemas Organización y Métodos

68 PLAN DE DESARROLLO INFORMÁTICO 2010
EVOLUCIÓN Y MANTENIMIENTO DE APLICACIONES SPARD (Actualización) MAPGUIDE (Actualización y soporte) Sistema Gestión UAD´s RECAUDOS (actualización) Integrando SAC Actualización SIF (S. de información Financiero Actualización SIRF (S. de Recursos Físicos) Actualización SIP (S. de Personal) COSTOS ABC ACCIONES Y/O PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA Ampliación servidor producción Optimización y aprovechamiento red de F.O Amparo Botero - Jefe Oficina Sistemas Organización y Métodos

69 PLAN DE DESARROLLO INFORMÁTICO 2010
ACCIONES (GESTIÓN ADMINISTRATIVA, APOYOS Y ASESORÍAS) Soporte en hw, sw y comunicaciones Centro de Control Atención turnos disponibilidad centro control Soporte en implementación res. CREG 097 Adquisición terminales portátiles y periféricos Soporte proyecto financiación social Implementación modelo seguridad de la información Modelo de Gestión de Información Implementación ANS's con los procesos y servicios Definición catálogo de servicios de TI Implementación CMI TI Dimensionamiento y ajuste microestructura Implantación procesos TI Ajuste competencias personal TI Implantación estrategia de tercerización Implementación recomendaciones Rev. Fiscal Implementación recomendaciones AGR Plan de contingencia Amparo Botero - Jefe Oficina Sistemas Organización y Métodos