La descarga está en progreso. Por favor, espere

La descarga está en progreso. Por favor, espere

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

Presentaciones similares


Presentación del tema: "INFORME DE GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA No.248 01 de junio de 2012."— Transcripción de la presentación:

1 INFORME DE GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA No de junio de 2012

2 ORDEN DEL DIA 01/06/2012 2

3 Informe Negocio Comercialización Informe Negocio Distribución Informe Financiero CONTENIDO 3 01/06/2012

4 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/ INFORME NEGOCIO COMECIALIZACIÓN

5 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%. Comportamiento suscriptores facturados Abril de 2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012 5

6 TOTAL AÑO 2011 NUMERO DE USUARIOS ABR 2011 % ABR 2012 CONSUMO MWh ABR 2011 % ABR 2012 VALOR FACTURADO MILL $ 2011 % ARB 2012 RESIDENCIAL ,0% ,2% ,6% Estrato ,3% ,4% ,8% Estrato ,4% ,6% ,3% Estrato ,3% ,1% ,4% Estrato ,4%1.5155,4%6255,4% Estrato ,8%1.1103,9%4553,9% Estrato ,8%2470,9%1010,9% NO RESIDENCIAL % ,8% ,4% COMERCIAL ,3% ,6% ,8% INDUSTRIAL ,9%1.7416,2%7036,0% OFICIAL 8580,5%1.1774,2%4714,0% ESPECIAL 4920,3%3571,3%1451,2% PROVISIONAL 6570,4%2310,8%950,8% AREAS COMUNES 8560,5%3381,2%1371,2% ALUMBRADO PUBLICO 80,01%3831,4%1231,1% MNR COMERCIAL 50,003%3441,2%1090,9% MNR INDUSTRIAL 80,005%6342,2%2021,7% MNR OFICIAL 30,002%2220,8%700,6% TOTAL Composición del mercado - abril de 2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial /06/2012

7 El total de Unidades vendidas en abril de 2012 presenta un decremento del 3.2% respecto a las unidades vendidas en abril de 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%. Energía vendida (MWh) Marzo de 2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial /06/2012

8 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 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%. 8 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

9 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%. Ventas facturadas – abril de Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

10 Análisis ingresos SDL mercado Quindío Abril de 2012 Los ingresos de abril de 2012 están un 2.77% por encima de los ingresos del mismo mes de 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. 10 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

11 Demanda operador de Red Abril 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. 11 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

12 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. 12 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

13 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. 13 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

14 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 14 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

15 Comportamiento precio de bolsa Abril de 2012 El precio de bolsa se comportó 47.80% por debajo con respecto a lo proyectado. 15 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

16 Análisis de la Operación Comercial Abril 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. 16 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

17 Análisis de la Operación Comercial Acumulado Abril 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. 17 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

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

19 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. 19 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

20 Comportamiento CU sector eléctrico Nivel 1 20 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

21 Composición Mercado Quindío EDEQ88.1% OC11.9% 21 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

22 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). 22 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

23 Comportamiento CU sector eléctrico Nivel 1 con y sin ADD´s (Marzo de 2012) 23 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

24 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. 24 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

25 Consolidado de las Cuentas por Cobrar abril de 2012 EN MILL. $ 25 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

26 ALUMBRADO PÚBLICO

27 SUBGERENCIA COMERCIAL RESÚMEN GESTION ALUMBRADO PÚBLICO DESDE AÑO 2009 A LA FECHA ASPECTO A TRATARANTESAHORA 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 CUENTAS Deudas 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 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

28 SUBGERENCIA COMERCIAL GESTION ALUMBRADO PÚBLICO DESDE AÑO 2009 A LA FECHA ASPECTO A TRATARANTESAHORA 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

29 MERCADO COMPETITIVO EN EL DEPARTAMENTO DEL QUINDIO ItemCOMERCIALIZADOR Cantidad de Usuarios Energía Mwh % Energía% Clientes 1EDEQ S.A. E.S.P ,30%25,81% 2Energía Pereira ,53%1,61% 3EMCA33186,52%4,84% 4EPM575915,56%8,06% 5EMGESA21332,73%3,23% 6Energía EMP de la Costa63447,05%9,68% 7DICEL64188,57%9,68% 8Energía Eficiente de la Costa51462,99%8,06% 9VATIA ,74%29,03% TOTAL ,00 TOTAL CLIENTES OTROS COMERCIALIZADORES 46 TOTAL CLIENTES EDEQ S.A. E.S.P Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

30 EMPRESAS QUE USAN INFRAESTRUCTURA DE ENERGÍA ELECTRICA CODEMPRESAS Facturación Mensual ESTADO ACTUAL DEUDA A 30 DE ABRIL TELMEX MES ATRASO TELMEX MES ATRASO UNE AL DIA CABLE VISTA S.A MES ATRASO MEDIA COMMERCE PARTNERS S.A AL DIA COMCEL AL DIA TV PINARES MESES ATRASO Alcaldía de filandia14.930AL DIA QUIMBAYA MESES ATRASO GENOVA AL DIA SALENTO AL DIA ZULDEMAYDA MESES ATRASO PIJAO Y CORDOBA AL DIA FILANDIA AL DIA TOTAL Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

31 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 puntos luminosos. 31 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

32 ALUMBRADOS PÚBLICOS ATENDIDOS POR EDEQ S.A. E.S.P. MUNICIPIOCANTIDAD LUMINARIAS BUENAVISTA227 CÓRDOBA366 FILANDIA583 LA TEBAIDA2.173 QUIMBAYA1.919 SALENTO754 TOTAL6.022 Alumbrado Público 32 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

33 ESTADO DE CUENTAS ALUMBRADOS PÚBLICOS ATENDIDOS POR EDEQ S.A. E.S.P. MUNICIPIODEUDA A 30 DE ABRIL $ FACTURAS VENCIDAS BUENAVISTA CÓRDOBA FILANDIA 00 LA TEBAIDA QUIMBAYA 00 SALENTO TOTAL Alumbrado Público 33 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

34 ESTADO DE CUENTAS ALUMBRADOS PÚBLICOS NO ATENDIDOS POR EDEQ S.A. E.S.P. MUNICIPIODEUDA A 30 DE ABRIL FACTURAS VENCIDAS CALARCA0 CIRCASIA0 GÉNOVA0 PIJAO ARMENIA0 MONTENEGRO0 TOTAL ESTADO DE CUENTAS ACUERDOS DE PAGO CON MUNICIPIOS POR CONCEPTO DE ALUMBRADO PÚBLICO MUNICIPIODEUDA A 30 DE ABRIL ESTADO DEL ACUERDO PIJAO INCUMPLIDO TOTAL Alumbrado Público 34 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

35 AJUSTE DE CONTRATOS DE ALUMBRADO PÚBLICO A LA NORMATIVIDAD VIGENTE 1. MUNICIPIOS DONDE EDEQ PRESTA A.O.M. MUNICIPIOESTADOGESTION EN PROCESO BUENAVISTAAJUSTADO CÓRDOBAAJUSTADO FILANDIAAJUSTADO LA TEBAIDANO AJUSTADO El documento del otro sí se encuentra en revisión jurídica por parte del Municipio QUIMBAYAAJUSTADO SALENTONO AJUSTADO En el mes de mayo se instalarán mesas de trabajo 2. OTROS MUNICIPIOS MUNICIPIOESTADOGESTION EN PROCESO CALARCAAJUSTADO CIRCASIAAJUSTADO GÉNOVAAJUSTADO PIJAOAJUSTADO ARMENIAAJUSTADO MONTENEGROAJUSTADO Alumbrado Público 35 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

36 3. GESTION PARA LOGRO DE EQUILIBRIO FINANCIERO 1. MUNICIPIOS DONDE EDEQ PRESTA A.O.M. MUNICIPIOESTADOGESTION EN PROCESO CALARCAAJUSTADO CIRCASIAAJUSTADO GÉNOVAAJUSTADO PIJAOAJUSTADO Se ha impartido capacitación a la administración Municipal y al Concejo. El proyecto de acuerdo está en curso en el Concejo Municipal. ARMENIAAJUSTADO MONTENEGROAJUSTADO Alumbrado Público 36 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

37 PROYECTO ESCUELA NUEVA GESTIONES REALIZADAS

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

39 MUNICIPIOINSTITUCIONES EDUCATIVAS N0. SEDES ESTUDIANTES PROYECTADOS MODELO ESCUELA NUEVA Preesco lar Básica Primaria Básica Secundaria Media BUENAVISTARIO VERDE BAJO CALARCA SAN RAFAEL SAN BERNARDO BAUDILIO MONTOYA TECNOLOGICO JESUS MARIA MORALES CIRCASIAHOJAS ANCHAS CORDOBARIO VERDE ALTO FILANDIA SAN JOSE FRANCISCO MIRANDA Modelo Escuela nueva Cobertura y población 39 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

40 MUNICIPIO INSTITUCIONES EDUCATIVAS N0. SEDES ESTUDIANTES PROYECTADOS MODELO ESCUELA NUEVA Preesc olar Básica Primaria Básica Secundaria Media GENOVA INSTITUTO GENOVA SAN VICENTE DE PAUL LA TEBAIDA LA POPA INSTITUTO TEBAIDA MONTENEGR O MARCO FIDEL SUAREZ PIJAO LA MARIELA LUIS GRANADA MEJIA Modelo Escuela nueva Cobertura y población 40 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

41 MUNICIPIO INSTITUCIONES EDUCATIVAS N0. SEDES ESTUDIANTES PROYECTADOS MODELO ESCUELA NUEVA Preesc olar Básica Primaria Básica Secundaria Media QUIMBAYA LAUREL RAMON MESSA LONDOÑO NARANJAL SALENTOBOQUIA TOTAL Modelo Escuela nueva Cobertura y población 41 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

42 CAPACITACION EN 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 nueva Aspectos para la estructuración del proyecto 42 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

43 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 Modelo Escuela nueva Aspectos para la estructuración del proyecto 43 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

44 DOTACIÓN MOBILIARIO ESCOLAR MESAS TRAPEZOIDALES PREESCOLAR MESAS TRAPEZOIDALES PRIMARIA MESAS TRAPEZOIDALES POSTPRIMARIA MESAS TRAPEZOIDALES MEDIA RURAL ESTANTES PARA LOS CENTROS DE APRENDIZAJE Modelo Escuela nueva Aspectos para la estructuración del proyecto 44 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

45 Modelo Escuela nueva Posibles fuentes de cooperación POSIBLES FUENTES DE COOPERACION IDENTIFICADAS 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 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

46 Modelo Escuela nueva Aspectos 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 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial - 01/06/2012

47 2. INFORME NEGOCIO DISTRIBUCIÓN Informe de pérdidas Inversiones Calidad del servicio 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 47

48 INFORME DE PÉRDIDAS

49 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 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 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 49

50 Plan pérdidas 2011 a /06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 50

51 Seguimiento Plan de Pérdidas Ene a Mar (Cifras en millones de $ 2010) Ejecución presupuestal Desembolsos 3,913 Presupuesto Programado Marzo 3, Desviación Presupuesto Ejecutado Marzo 89% 5,993 Presupuesto Metas (GWh) 7.86 Meta Marzo Desviación Ejecutado Marzo % 9,42 Meta Total Reducción ,433 3, Desviación Percibido Marzo 133% Presupuestado Marzo 2,987 Presupuestado Ingresos y Ahorros (Cifras en millones de $2010) 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 51

52 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 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 Unidades en GWh 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 52

53 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 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 53

54 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 % Meta a dic % 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 54

55 La gráfica presenta el comportamiento del indicador de pérdidas de energía a partir de diciembre de 2011 hasta el mes de marzo de 2012 y la senda trazada para el año 2012 Compras mes: 31 días Ventas facturadas mes: 30.9 días Ventas acumuladas 12 meses: días Compras acumuladas 12 meses: 366 días Lo anterior permite concluir que para el cálculo acumulado 12 meses se cuenta con 2.3 días menos (no son pérdidas) lo cual representa una energía aproximada de 2.0 GWh/año. Con esta energía el índice de perdidas ajustado es de 12.77% comercializador y 10.22% como OR. Meta a dic % Meta a dic % Índice de Pérdidas 12 meses Comercializador y Operador de Red 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 55

56 Indicador año corrido 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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 56

57 Pérdidas de energía puntuales mes desplazado del OR en (GWh) La gráfica presenta las pérdidas en GWh puntuales de cada mes. Se puede observar que para el mes de marzo de 2012 se tuvo una pérdida de energía de 3.83 GWh/mes. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 57

58 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) 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 58

59 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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 59

60 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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 60

61 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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 61

62 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%. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 62

63 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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 63

64 La grafica muestra la evolución que se ha tenido con el incremento mes a mes de los macro- medidores confiables para cada uno de los grupos. En el último mes se ha aumentado la cobertura en 18 transformadores. Es de anotar que cada mes están ingresando macromedidores no confiables por daño de los mismos, vandalismo, reubicación por proyectos o mantenimiento de redes. Cobertura de la Macromedición 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 64

65 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 Pérdidas INVERSION Acciones Proyectadas/año Acciones Ejecutadas acumuladas a abril de 2012 % Acumulado/ año % Proyectado Acumulado/año Instalación Macromedidores %33.3% Cable Redes (m)6, %33.3% Avance Ejecución Física Abril /06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 65

66 Estos indicadores tácticos se comportan con datos por encima o igual de la meta proyectada establecida. Acciones Control Pérdidas COSTO Acciones Proyectadas Acciones Ejecutadas acumuladas a abril de 2012 % Acumulado año % Proyectado Acumulado año Instalaciones Intervenidas30,00017, %33.3% Cable Acometidas (SID) (m)53,93630, %33.3% Cambio de medidor %33.3% Revisión de Clientes Destacados %33.3% Mantenimiento de Macromedidores1, %33.3% Avance Ejecución Física Abril 2012 Indicadores tácticos 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 66

67 Recuperación de Energía por Procesos Administrativos Los sectores comercial y residencial tuvieron la mayor cantidad de energía recuperada por procesos administrativos. TIPO DE SERVICIO PORCENTAJEMWh Comercial29.62%28.68 Industrial1.59%1.54 Oficial9.53%9.23 Residencial59.27% /06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 67

68 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 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 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 68

69 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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 69

70 INVERSIONES

71 Reposición (cifras en millones de $) Inversiones del Negocio de Distribución A abril de ,795 Presupuestado 2, Desviación Ejecutado Porcentaje de Ejecución 118% Metas (Km) Ejecutado Desviación Presupuestado 117% Reposición (Cifras en millones de $) 9, % Presupuestado % 18.59% Debería ir en el /06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 71

72 Porcentaje de Ejecución Metas (Km) 2.1 Presupuestado ,33 Desviación Ejecutado 36% Metas (Km) 3 Presupuestado 1.5 Desviación Ejecutado % 107% 41% Unidades (macro-medición) 40 Presupuestado 38 2 Desviación Ejecutado 95% Metas (unidades) Presupuestado 22 Desviación Ejecutado 0 Expansión A abril de 2012 (cifras en millones de $) Plan de Pérdidas A abril de 2012 (cifras en millones de $) 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 72

73 Porcentaje de Ejecución Metas (%) 23 Presupuestado 11 Desviación Ejecutado 12 50% 85 Ejecutado Desviación Presupuestado 54% Plan de Pérdidas A abril de 2012 (cifras en millones de $) 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 73

74 CALIDAD DEL SERVICIO

75 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 Nuevo Esquema Calidad del Servicio Resolución CREG 097/ /06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 75

76 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 Servicio Resolución CREG 097/ /06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 76

77 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 Servicio Definiciones 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 77

78 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 Servicio Definiciones 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 78

79 Si se cumple esta condición, EDEQ continúa con el % AOM aprobado. Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012 %AOM Promedio ITAD años 2008 – 2011 > Promedio ITAD años 2008 – 2012 ITAD: Índice Trimestral Agrupado de Discontinuidad 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 79

80 Indicador IAAD 2008 – 2012 NT 1 Indicador IAAD 2008 – 2012 NT 2_3 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 Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012 %AOM 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 80

81 Tendencia de mejora del Indicador IAAD evaluado a mitad del segundo trimestre del año El resultado final a 2012 (valor mostrado en la gráfica) si se continúa con ésta tendencia, en los siguientes trimestres. Indicador IAAD 2008 – 2012 NT 1 Indicador IAAD 2008 – 2012 NT 2_3 Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012 %AOM 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 81

82 Nivel de tensión 1 Nivel de tensión 2_3 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 – 2012 Variación en el CU (Delta Dt) 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 82

83 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 – 2012 Compensaciones > ITT: Índice Trimestral de Discontinuidad por transformador IRGP:Promedio de los Índices de Referencia de Discontinuidad por Grupo de Calidad. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 83

84 Nivel de Tensión 1 Incentivo + Compensación NT 1 MesDelta DT Incentivo NT1 (Millones) Compensación NT1 (Millones) Nov (43.80) Dic (43.79) Ene (43.61) Feb (39.95) Mar (40.17) Abr (40.59) May (8.59) - Jun (8.60) - Jul (8.61) - Total 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 – 2012 Resultados: Delta Dt y Compensaciones 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 84

85 Incentivo + Compensación NT 2_3 MesDelta DT Incentivo NT2_3 (Millones) Compensación NT2_3 (Millones) Nov (1.42) Dic (0.54) Ene (0.53) Feb (1.60) Mar (1.60) Abr (1.61) May (3.69) - Jun (3.69) - Jul (3.70) - Total Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012 Resultados: 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 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 85

86 Evolución de las compensaciones con respecto a lo proyectado 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 – 2012 Evolución Compensaciones 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 86

87 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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D- 87

88 3. INFORME FINANCIERO 01/06/2012

89 Estado de Resultados 01/06/2012

90 Avances en resultados (Cifras en millones de $) Ingresos operacionales Costo y gastos operacionales EBITDA Depreciación, provisiones y amortizaciones y Cálculo Actuarial Utilidad Operacional No operativos Utilidad antes de impuestos Provisión Impuesto de Renta Utilidad Neta Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Variación frente al presupuesto a Abril de /06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera- 90

91 Estado de Resultados (Cifras en millones de $) Ingresos Operacionales – Variables de Negocio Ventas (MWh)Usuarios Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Variación frente al presupuesto Ingresos operacionales a Abril de Recuperación de energía 322 Variación frente al presupuesto con recuperación de energía 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera- 91

92 Estado de Resultados (Cifras en millones de $) Ingresos Operacionales – Variables de Negocio Tarifa Media ($/kWh) Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Variación frente al presupuesto Delta Ingresos operacionales a Abril de /06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera- 92

93 Costos y Gastos Operacionales Estado de Resultados (Cifras en millones de $) Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Variación frente al presupuesto Costos y gastos operacionales Ingresos operacionales a Abril de 2012 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 /06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera- 93

94 Costos y Gastos Operacionales – Variables de negocio Estado de Resultados (Cifras en millones de $) Pc - Mc ($/kWh) Costos Operación Comercial Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Variación frente al presupuesto a Abril de 2012 Costos y gastos operacionales Ingresos operacionales /06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera- 94

95 Costos y Gastos Operacionales – Variables de negocio Estado de Resultados (Cifras en millones de $) Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Variación frente al presupuesto a Abril de 2012 Costos y gastos operacionales Ingresos operacionales Ind. de Pérdidas ORInd. de Pérdidas Comercializador Cumplimiento meta IP 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera- 95

96 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 Estado de Resultados (Cifras en millones de $) Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Variación frente al presupuesto a Abril de 2012 Costos y gastos operacionales Ingresos operacionales /06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera- 96

97 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. Depreciación, provisiones y amortizaciones Utilidad Operacional Estado de Resultados (Cifras en millones de $) Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Variación frente al presupuesto a Abril de 2012 EBITDA Costos y gastos operacionales Ingresos operacionales /06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera- 97

98 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 Provisión Impuesto de Renta utilidad Neta Estado de Resultados (Cifras en millones de $) Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Variación frente al presupuesto a Abril de 2012 Depreciación, provisiones y amortizaciones Utilidad Operacional EBITDA Costos y gastos operacionales Ingresos operacionales /06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera- 98

99 Avances en resultados (Cifras en millones de $) a Abril de 2012 Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Variación frente al presupuesto Ingresos operacionales Costo y gastos operacionales EBITDA Depreciación, provisiones y amortizaciones y Cálculo Actuarial Utilidad Operacional No operativos Utilidad antes de impuestos Provisión Impuesto de Renta Utilidad Neta /06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera- 99

100 Inversiones del Negocio de Distribución Presupuestado Desviación Ejecutado Ejecución presupuestal 120% a Abril de 2012 Informática (Cifras en millones de $) Ejecución presupuestal 684 Presupuestado Desviación Ejecutado 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. 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera- 100

101 Otras Inversiones (Cifras en millones de $) Ejecución presupuestal Presupuestado Desviación Ejecutado 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 % 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera- 101


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

Presentaciones similares


Anuncios Google