INFORME DE GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA No de junio de 2012

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

2 ORDEN DEL DIA 2 01/06/2012

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

4 1. INFORME NEGOCIO COMECIALIZACIÓN
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 01/06/2012

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

6 Composición del mercado - abril de 2012
TOTAL AÑO 2011 NUMERO DE USUARIOS ABR 2011 % ABR 2012 CONSUMO MWh ABR 2011 VALOR FACTURADO MILL $ 2011 % ARB 2012 RESIDENCIAL 89,0% 16.469 58,2% 6.961 59,6% Estrato 1 32.284 20,3% 3.231 11,4% 1.379 11,8% Estrato 2 54.598 34,4% 5.815 20,6% 2.487 21,3% Estrato 3 35.363 22,3% 4.552 16,1% 1.913 16,4% Estrato 4 10.136 6,4% 1.515 5,4% 625 Estrato 5 7.609 4,8% 1.110 3,9% 455 Estrato 6 1.200 0,8% 247 0,9% 101 NO RESIDENCIAL 17.492 11% 11.818 41,8% 4.719 40,4% COMERCIAL 13.215 8,3% 6.391 22,6% 2.664 22,8% INDUSTRIAL 1.390 1.741 6,2% 703 6,0% OFICIAL 858 0,5% 1.177 4,2% 471 4,0% ESPECIAL 492 0,3% 357 1,3% 145 1,2% PROVISIONAL 657 0,4% 231 95 AREAS COMUNES 856 338 137 ALUMBRADO PUBLICO 8 0,01% 383 1,4% 123 1,1% MNR COMERCIAL 5 0,003% 344 109 MNR INDUSTRIAL 0,005% 634 2,2% 202 1,7% MNR OFICIAL 3 0,002% 222 70 0,6% TOTAL 28.287 11.680 6 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

7 Energía vendida (MWh) Marzo de 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%. 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

8 Energía vendida (MWh) con recuperación abril de 2012
8 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%. 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

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

10 Análisis ingresos SDL mercado Quindío Abril de 2012
10 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. 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

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

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

13 Análisis de la demanda comercial Acumulada Abril de 2012
13 La demanda se comportó 3.74% por debajo con respecto al presupuesto y 2.14% por debajo con respecto al año anterior. 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

14 Indicadores de Mercado Abril de 2012
14 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 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

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

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

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

18 Costo unitario Mercado Regulado Abril de 2012
18 Los diferentes tipos de CU para abril de 2012 presentan decrementos entre el 0.11% y 0.05%, La disminución en el CU, se debió principalmente al menor cargo en la transmisión nacional. La aplicación del CU en los ciclos de facturación se realiza acorde con la normatividad de los días de publicación vigentes durante mayor periodo de facturación, esto indica que el CU calculado y publicado en abril de 2012, será aplicado a los ciclos de facturación a partir del 15 de mayo de 2012 y se verán reflejados en los ingresos de junio y julio de 2012. 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

19 Comportamiento de las variables del CU MR Abril de 2012
19 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. 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

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

21 Composición Mercado Quindío
EDEQ 88.1% OC 11.9% 21 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

22 Comportamiento componentes CU Sector eléctrico
22 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). 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

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

24 Composición de las Cuentas por Cobrar abril de 2012
24 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. 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

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

26 ALUMBRADO PÚBLICO

27 SUBGERENCIA COMERCIAL
27 SUBGERENCIA COMERCIAL RESÚMEN GESTION ALUMBRADO PÚBLICO DESDE AÑO 2009 A LA FECHA ASPECTO A TRATAR ANTES AHORA APROPIACION DEL SERVICIO DE ALUMBRADO PÚBLICO Los Municipios atendidos por EDEQ no tenían conciencia de la obligación que les asistía en la prestación del servicio A.P. Los Municipios han interiorizado la responsabilidad de la prestación del servicio de A.P: REGISTROS CONTABLES DE INGRESOS Y EGRESOS DE A.P. Los Municipios carecían de registros contables del servicio de alumbrado público Los Municipios tiene registros contables mensuales del servicio de alumbrado público y el impuesto facturado y recaudado ESTADO DE 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 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

28 SUBGERENCIA COMERCIAL
28 SUBGERENCIA COMERCIAL GESTION ALUMBRADO PÚBLICO DESDE AÑO 2009 A LA FECHA ASPECTO A TRATAR ANTES AHORA CONTRATOS DE FACTURACION Y RECAUDO DEL IMPUESTO 1. La responsabilidad de liquidación de tarifas y administración del impuesto recaudado a cargo de EDEQ. 2. No se contaba con contratos de facturación y recaudo del impuesto de alumbrado público en todos los municipios. 1. La responsabilidad de liquidación de tarifas es a cargo del Municipio. 2. Se traslada el recaudo percibido diariamente a las cuentas del municipio. 3. Se cuenta con contratos de facturación y recaudo en los 12 Municipios del Departamento CONTRATO DE SUMINISTRO DE ENERGÍA Y A.O.M Los contratos pactados tenían incluído el suministro de energía eléctrica con tarifas que no se ajustaban a las del mercado Se han ajustado 4 de los 6 contratos pactados a los dispuesto en la ley 1150 de 2007: Separación de los contratos de suministro de energía de los contratos de A.O.M. Los otro dos contratos de encuentran en proceso de ajuste a la normatividad vigente CAPACITACION A ADMINISTRACIONES Y CONCEJOS MUNICIPALES PARA EL MANEJO DEL ALUMBRADO PÚBLICO Administraciones Municipales desconocían la normatividad y el manejo que se debe dar al alumbrado público Administraciones Municipales conocen la normatividad y el manjo que deben dar al alumbrado público FACTURACION DE SERVICIOS POR ALUMBRADO PÚBLICO La facturación de servicios prestados por EDEQ a los municipios se realizaba de forma manual, los registros contables se realizaban de forma manual. La facturación de servicios prestados por EDEQ se realiza a través del SAC, con cuentas interfazadas al sistema financiero 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

29 MERCADO COMPETITIVO EN EL DEPARTAMENTO DEL QUINDIO
Item COMERCIALIZADOR Cantidad de Usuarios Energía Mwh % Energía % Clientes 1 EDEQ S.A. E.S.P. 16 1.185 24,30% 25,81% 2 Energía Pereira 1.050 21,53% 1,61% 3 EMCA 318 6,52% 4,84% 4 EPM 5 759 15,56% 8,06% EMGESA 133 2,73% 3,23% 6 Energía EMP de la Costa 344 7,05% 9,68% 7 DICEL 418 8,57% 8 Energía Eficiente de la Costa 146 2,99% 9 VATIA 18 524 10,74% 29,03% TOTAL 62 4.877 100,00 TOTAL CLIENTES OTROS COMERCIALIZADORES 46 TOTAL CLIENTES EDEQ S.A. E.S.P. 29 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

30 EMPRESAS QUE USAN INFRAESTRUCTURA DE ENERGÍA ELECTRICA
COD EMPRESAS Facturación Mensual ESTADO ACTUAL DEUDA A 30 DE ABRIL 239309 TELMEX 1 MES ATRASO 238911 239099 UNE AL DIA 243198 CABLE VISTA S.A. 242468 MEDIA COMMERCE PARTNERS S.A. 238378 COMCEL 249534 TV PINARES 2 MESES ATRASO 219793 Alcaldía de filandia 14.930 246265 QUIMBAYA 154077 GENOVA 141202 SALENTO 246067 ZULDEMAYDA 12 MESES ATRASO 147767 PIJAO Y CORDOBA 174370 FILANDIA TOTAL 30 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

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

32 ALUMBRADOS PÚBLICOS ATENDIDOS POR EDEQ S.A. E.S.P.
Alumbrado Público 32 ALUMBRADOS PÚBLICOS ATENDIDOS POR EDEQ S.A. E.S.P. MUNICIPIO CANTIDAD LUMINARIAS BUENAVISTA 227 CÓRDOBA 366 FILANDIA 583 LA TEBAIDA 2.173 QUIMBAYA 1.919 SALENTO 754 TOTAL 6.022 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

33 ESTADO DE CUENTAS ALUMBRADOS PÚBLICOS ATENDIDOS POR
Alumbrado Público 33 ESTADO DE CUENTAS ALUMBRADOS PÚBLICOS ATENDIDOS POR EDEQ S.A. E.S.P. MUNICIPIO DEUDA A 30 DE ABRIL $ FACTURAS VENCIDAS BUENAVISTA 4 CÓRDOBA 1 FILANDIA LA TEBAIDA 2 QUIMBAYA SALENTO TOTAL 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

34 Alumbrado Público ESTADO DE CUENTAS ALUMBRADOS PÚBLICOS NO ATENDIDOS POR EDEQ S.A. E.S.P. MUNICIPIO DEUDA A 30 DE ABRIL FACTURAS VENCIDAS CALARCA CIRCASIA GÉNOVA PIJAO 4 ARMENIA MONTENEGRO TOTAL 34 ESTADO DE CUENTAS ACUERDOS DE PAGO CON MUNICIPIOS POR CONCEPTO DE ALUMBRADO PÚBLICO MUNICIPIO DEUDA A 30 DE ABRIL ESTADO DEL ACUERDO PIJAO INCUMPLIDO TOTAL 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

35 Alumbrado Público AJUSTE DE CONTRATOS DE ALUMBRADO PÚBLICO A LA NORMATIVIDAD VIGENTE 1. MUNICIPIOS DONDE EDEQ PRESTA A.O.M. MUNICIPIO ESTADO GESTION EN PROCESO BUENAVISTA AJUSTADO CÓRDOBA FILANDIA LA TEBAIDA NO AJUSTADO El documento del otro sí se encuentra en revisión jurídica por parte del Municipio QUIMBAYA SALENTO En el mes de mayo se instalarán mesas de trabajo 2. OTROS MUNICIPIOS CALARCA CIRCASIA GÉNOVA PIJAO ARMENIA MONTENEGRO 35 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

36 Alumbrado Público 36 3. GESTION PARA LOGRO DE EQUILIBRIO FINANCIERO
1. MUNICIPIOS DONDE EDEQ PRESTA A.O.M. MUNICIPIO ESTADO GESTION EN PROCESO CALARCA AJUSTADO CIRCASIA GÉNOVA PIJAO Se ha impartido capacitación a la administración Municipal y al Concejo. El proyecto de acuerdo está en curso en el Concejo Municipal. ARMENIA MONTENEGRO 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

37 PROYECTO ESCUELA NUEVA
GESTIONES REALIZADAS

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

39 Modelo Escuela nueva Cobertura y población MUNICIPIO
39 MUNICIPIO INSTITUCIONES EDUCATIVAS N0. SEDES ESTUDIANTES PROYECTADOS MODELO ESCUELA NUEVA Preescolar Básica Primaria Básica Secundaria Media BUENAVISTA RIO VERDE BAJO 11 40 198 90 CALARCA SAN RAFAEL 17 140 444 181 SAN BERNARDO 3 170 940 BAUDILIO MONTOYA 6 44 300 TECNOLOGICO 1 10 59 80 JESUS MARIA MORALES 5 371 CIRCASIA HOJAS ANCHAS 21 580 184 CORDOBA RIO VERDE ALTO 12 48 210 FILANDIA SAN JOSE 18 70 310 83 28 FRANCISCO MIRANDA 50 190 76 33 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

40 Modelo Escuela nueva Cobertura y población MUNICIPIO
40 MUNICIPIO INSTITUCIONES EDUCATIVAS N0. SEDES ESTUDIANTES PROYECTADOS MODELO ESCUELA NUEVA Preescolar Básica Primaria Básica Secundaria Media GENOVA INSTITUTO GENOVA 14 60 206 90 SAN VICENTE DE PAUL 50 196 LA TEBAIDA LA POPA 5 256 154 33 INSTITUTO TEBAIDA 1 10 38 - MONTENEGRO MARCO FIDEL SUAREZ 19 160 590 210 PIJAO LA MARIELA 12 188 42 LUIS GRANADA MEJIA 7 30 88 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

41 Modelo Escuela nueva Cobertura y población MUNICIPIO
41 MUNICIPIO INSTITUCIONES EDUCATIVAS N0. SEDES ESTUDIANTES PROYECTADOS MODELO ESCUELA NUEVA Preescolar Básica Primaria Básica Secundaria Media QUIMBAYA LAUREL 15 75 315 91 31 RAMON MESSA LONDOÑO 4 30 72 59 29 NARANJAL 5 50 144 101 33 SALENTO BOQUIA 14 54 310 135 TOTAL 210 1361 6005 2094 197 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

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

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

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

45 POSIBLES FUENTES DE COOPERACION IDENTIFICADAS
Modelo Escuela nueva Posibles fuentes de cooperación 45 POSIBLES FUENTES DE COOPERACION IDENTIFICADAS 2012 2013 2014 2015 Subtotales Departamento del Quindío Fundación Escuela Nueva Volvamos a la Gente Empresa de Energía Eléctrica del Quindío EDEQ Alcaldías Comité de Cafeteros del Quindío Alcaldías del Quindío Aporte Docentes del Quindío (Logística Microcentros) 01/06/2012 Ing. Mario Fernando Ramírez L. – Subgerente Comercial -

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

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

48 INFORME DE PÉRDIDAS

49 Seguimiento Plan 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 2012. Si bien se realiza una evaluación puntual de los resultados obtenidos para los primeros 15 de los 24 meses de la etapa de reducción, se cumplen tanto las metas físicas como las metas financieras del plan de pérdidas, así: Mayor energía de la presupuestada recuperar. Menores desembolsos a los presupuestados Mayores ingresos y ahorros que los presupuestados. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

50 Plan pérdidas 2011 a 2020 50 01/06/2012 OBJETIVOS 2011 – 2012
Recursos Asignados $5,993 mill Energía a recuperar GWh Reducción (Puntos OR) 2.02 Recursos asignados / GWh $636.2 millones Meta (OR) 9.88% Índice de pérdidas OR de 11.9% a 9.88% 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

51 Seguimiento Plan de Pérdidas Ene. 2011 a Mar
Seguimiento Plan de Pérdidas Ene a Mar (Cifras en millones de $ 2010) 51 Metas (GWh) 7.86 Meta Marzo 2012 7.95 0.09 Desviación Ejecutado 101% 9,42 Meta Total Reducción (Cifras en millones de $2010) Desembolsos 3,913 Presupuesto Programado Marzo 3,479 434 Desviación Ejecutado 89% 5,993 2,433 3,248 815 Desviación Percibido Marzo 133% Presupuestado 2,987 Ingresos y Ahorros 01/06/2012 Ejecución presupuestal Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

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

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

54 Índice de Pérdidas 12 meses Comercializador y Operador de Red
54 Meta a dic 2012 12.50% 9.88% 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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

55 Índice de Pérdidas 12 meses Comercializador y Operador de Red
55 Meta a dic 2012 12.5% 9.88% 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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

56 Indicador año corrido 2009-2012
56 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-

57 Pérdidas de energía puntuales mes desplazado del OR en (GWh)
57 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-

58 Pérdidas de energía acumuladas del OR en (GWh)
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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

59 Análisis de consumos (ventas)
59 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-

60 Compras Ventas de energía (comercializador)
60 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-

61 Entrada Salida de energía (Operador de Red)
61 Variaciones Febrero a Marzo 2012: La entrada de energía del operador aumentó en GWh/año. La salida en el OR disminuyó en 0.05 GWh/año. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

62 Pérdidas Vs. Reconocimiento Regulatorio
62 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-

63 Cobertura de la Macromedición
63 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-

64 Cobertura de la Macromedición
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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

65 Indicadores tácticos Avance Ejecución Física Abril 2012 65
Acciones Control Pérdidas INVERSION Acciones Proyectadas/año Acciones Ejecutadas acumuladas a abril de 2012 % Acumulado/ año % Proyectado Acumulado/año Instalación Macromedidores 122 38 31.1% 33.3% Cable Redes (m) 6,198 770 12.4% 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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

66 Indicadores tácticos Avance Ejecución Física Abril 2012 66
Acciones Control Pérdidas COSTO Acciones Proyectadas Acciones Ejecutadas acumuladas a abril de 2012 % Acumulado año % Proyectado Acumulado año Instalaciones Intervenidas 30,000 17,681 58.9% 33.3% Cable Acometidas (SID) (m) 53,936 30,659 56.8% Cambio de medidor 500 333 66.6% Revisión de Clientes Destacados 701 537 76.6% Mantenimiento de Macromedidores 1,440 468 32.5% Estos indicadores tácticos se comportan con datos por encima o igual de la meta proyectada establecida. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

67 Recuperación de Energía por Procesos Administrativos
67 TIPO DE SERVICIO PORCENTAJE MWh Comercial 29.62% 28.68 Industrial 1.59% 1.54 Oficial 9.53% 9.23 Residencial 59.27% 57.39 Los sectores comercial y residencial tuvieron la mayor cantidad de energía recuperada por procesos administrativos. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

68 Sistema de Control Pérdidas (SCP)
Implementación módulos Proceso pérdidas de energía 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 2102. Sistema de Control Pérdidas (SCP) Desde el año 2011 se inició el desarrollo del módulo SCP con la participación de EPM, ESSA, CENS y EDEQ Con la implementación del módulo, se agiliza el proceso de análisis y direccionamiento de acciones, parametrización de acciones ejecutadas en terreno e ingreso de las mismas en los sistemas de información. Cronograma 2012: Mayo: proceso de pruebas en ESSA. Junio: proceso de pruebas en EDEQ y entrada en producción en ESSA. Julio: entrada en producción en EDEQ. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

69 Beneficios nuevos módulos
69 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-

70 INVERSIONES

71 Inversiones del Negocio de Distribución A abril de 2012
(Cifras en millones de $) 71 118% 316 21.87% 2,110 9,655 1,795 Debería ir en el 18.59% Presupuestado Ejecutado Desviación Presupuestado 2012 Porcentaje de Ejecución Reposición (cifras en millones de $) Reposición Metas (Km) 1592 146% Presupuesto total 2012 y % avance Que comprende cada rubro 117% 3.93 26.63 22.7 Presupuestado Ejecutado Desviación 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

72 Unidades (macro-medición)
Expansión A abril de 2012 (cifras en millones de $) Porcentaje de Ejecución 72 107% Metas (Km) Metas (unidades) 50% 1.5 3 1.5 22 Presupuestado Ejecutado Desviación Presupuestado Ejecutado Desviación Plan de Pérdidas A abril de 2012 (cifras en millones de $) Metas (Km) Unidades (macro-medición) 41% Que comprende cada rubro. 95% 36% 2 1,33 2.1 40 38 0.77 Presupuestado Ejecutado Desviación Presupuestado Ejecutado Desviación 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

73 Plan de Pérdidas A abril de 2012 (cifras en millones de $)
73 Porcentaje de Ejecución Metas (%) 54% 50% 72 12 23 157 85 11 Presupuestado Ejecutado Desviación Presupuestado Ejecutado Desviación 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

74 CALIDAD DEL SERVICIO

75 Nuevo Esquema Calidad del Servicio Resolución CREG 097/2008
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 2011. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

76 Nuevo Esquema Calidad del Servicio Resolución CREG 097/2008
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 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

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

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

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

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

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

82 Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012 Variación en el CU (Delta Dt)
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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

83 Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012 Compensaciones
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: 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-

84 Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012 Resultados: Delta Dt y Compensaciones
84 Nivel de Tensión 1 Incentivo + Compensación NT 1 Mes Delta DT Incentivo NT1 (Millones) Compensación NT1 (Millones) Nov-11 - (43.80) Dic-11 (43.79) Ene-12 (43.61) Feb-12 (39.95) Mar-12 (40.17) Abr-12 (40.59) May-12 (8.59) Jun-12 (8.60) Jul-12 (8.61) Total -25.81 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. 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

85 Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012 Resultados: Delta Dt y Compensaciones
85 Nivel de Tensión 2_3 Incentivo + Compensación NT 2_3 Mes Delta DT Incentivo NT2_3 (Millones) Compensación NT2_3 (Millones) Nov-11 5.65 (1.42) Dic-11 5.66 (0.54) Ene-12 5.67 (0.53) Feb-12 6.65 (1.60) Mar-12 6.70 Abr-12 6.74 (1.61) May-12 (3.69) - Jun-12 Jul-12 (3.70) Total 26.00 -7.31 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 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

86 Evolución del Indicador ITAD 2008 – 2012 Evolución Compensaciones
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% . 01/06/2012 Ing. Luis Antonio Ortíz C.– Subgerente T&D-

87 Conclusiones 87 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-

88 3. INFORME FINANCIERO 01/06/2012

89 Estado de Resultados 01/06/2012

90 Avances en resultados (Cifras en millones de $) a Abril de 2012
90 49.871 36.437 4.405 915 3.885 9.944 13.434 9.029 6.059 Ingresos operacionales Costo y gastos operacionales Depreciación, provisiones y amortizaciones y Cálculo Actuarial Utilidad Operacional No operativos Utilidad antes de impuestos Provisión Impuesto de Renta Utilidad Neta EBITDA Variación frente al presupuesto Corresponde a la variación con respecto al año 2011 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

91 Ingresos operacionales
Estado de Resultados (Cifras en millones de $) a Abril de 2012 91 Variación frente al presupuesto Corresponde a la variación con respecto al año 2011 49.871 Variación frente al presupuesto con recuperación de energía Ingresos Operacionales – Variables de Negocio Ingresos operacionales Ventas (MWh) Recuperación de energía Usuarios 322 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

92 Ingresos operacionales
Estado de Resultados (Cifras en millones de $) a Abril de 2012 92 Variación frente al presupuesto Corresponde a la variación con respecto al año 2011 49.871 Ingresos operacionales Ingresos Operacionales – Variables de Negocio Tarifa Media ($/kWh) Delta 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

93 Estado de Resultados (Cifras en millones de $) a Abril de 2012
93 49.871 36.437 Variación frente al presupuesto Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Ingresos operacionales Costos y gastos operacionales Costos y Gastos Operacionales 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. 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

94 Estado de Resultados (Cifras en millones de $) a Abril de 2012
94 49.871 36.437 Variación frente al presupuesto Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Costos y Gastos Operacionales – Variables de negocio Ingresos operacionales Costos y gastos operacionales Pc - Mc ($/kWh) Costos Operación Comercial 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

95 Ind. de Pérdidas Comercializador
Estado de Resultados (Cifras en millones de $) a Abril de 2012 95 49.871 36.437 Variación frente al presupuesto Corresponde a la variación con respecto al año 2011 Ingresos operacionales Costos y gastos operacionales Costos y Gastos Operacionales – Variables de negocio Cumplimiento meta IP Ind. de Pérdidas OR Ind. de Pérdidas Comercializador 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

96 Estado de Resultados (Cifras en millones de $) a Abril de 2012
96 49.871 36.437 Variación frente al presupuesto Corresponde a la variación con respecto al año 2011 13.434 Ingresos operacionales Costos y gastos operacionales EBITDA y Margen EBITDA 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 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

97 Estado de Resultados (Cifras en millones de $) a Abril de 2012
Variación frente al presupuesto 97 Corresponde a la variación con respecto al año 2011 49.871 36.437 4.405 13.434 9.029 Ingresos operacionales Costos y gastos operacionales Depreciación, provisiones y amortizaciones Utilidad Operacional Utilidad Operacional EBITDA 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. 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

98 Estado de Resultados (Cifras en millones de $) a Abril de 2012
Variación frente al presupuesto 98 Corresponde a la variación con respecto al año 2011 49.871 36.437 4.405 915 3.885 13.434 9.944 6.059 9.029 Utilidad antes de impuestos Provisión Impuesto de Renta Ingresos operacionales Costos y gastos operacionales Depreciación, provisiones y amortizaciones Utilidad Operacional No operativos utilidad Neta Utilidad Neta EBITDA 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. 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

99 Avances en resultados (Cifras en millones de $) a Abril de 2012
99 49.871 36.437 4.405 915 3.885 9.944 13.434 9.029 6.059 Ingresos operacionales Costo y gastos operacionales Depreciación, provisiones y amortizaciones y Cálculo Actuarial Utilidad Operacional No operativos Utilidad antes de impuestos Provisión Impuesto de Renta Utilidad Neta EBITDA Variación frente al presupuesto Corresponde a la variación con respecto al año 2011 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

100 Inversiones del Negocio de Distribución a Abril de 2012
100 120% 333 2.025 1.693 Ejecución presupuestal Presupuestado Ejecutado Desviación Informática (Cifras en millones de $) Ejecución presupuestal 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. 118% 124 808 684 Presupuestado Ejecutado Desviación 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-

101 Otras Inversiones(Cifras en millones de $) a Abril de 2012
101 Ejecución presupuestal 20% Adquisición de mobiliario para la remodelación de sedes. La desviación es debido a sub ejecución del rubro dispuesto para el circuito cerrado de televisión 845 1.058 214 Presupuestado Ejecutado Desviación 01/06/2012 Dra. Carolina A. Quintero G. – Subgerente Administrativa y Financiera-