informe de gestiÓn junta directiva no.240 07 de octubre de 2011

INFORME DE GESTIÓN

JUNTA DIRECTIVA No.240

07 de octubre de 2011

ORDEN DEL DIA

HORA DE INICIO 08:00

a.m. ITEM TEMA TIEMPO

HORA INICIO

HORA FIN

1 Verificación del Quórum 00:05 08:00 a.m. 08:05 a.m.

2 Aprobación del Orden del Día 00:05 08:05 a.m. 08:10 a.m.

3 Aprobación Acta 239 del 2 de septiembre de 2011

00:15 08:15 a.m. 08:30 a.m.

4 Presentación Proposiciones 00:95 08:30 a.m. 10:35 a.m.

5. Informe de Gestión 00:20 10:35 a.m. 11:00 a.m.

5 Proposiciones y Varios 00:20 11:00 a.m. 11:20 a.m.

Tiempo total 160 Hora fin 11:20 a.m.

Informe Negocio Comercialización

Informe Negocio Distribución

Informe Financiero

CONTENIDO

Suscriptores

Composición del Mercado

Ventas de Energía

Demanda Comercial

Operación Comercial

Costo Unitario

Indicadores del mercado Mc vs Pc

Comportamiento precio bolsa

Comportamiento variables CU

Benchmarking CU sector

Benchmarking CU Grupo EPM

Resumen impactos regulatorios

1. INFORME NEGOCIO COMERCIALIZACIÓN

Comportamiento suscriptores facturadosA agosto de 2011

Al analizar el mes de agosto de 2011 se observa un incremento mensual de 0,12%. Al compararse los usuarios facturados en este mes con los facturados en agosto de 2010, el crecimiento alcanzado es del orden del 1,61%. Respecto a la proyección de usuarios para el mes de agosto de 2011, se observa una desviación negativa de 0,06%.

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

2010

152,750

153,033

153,232

153,511

153,684

153,829

154,098

154,277

154,554

154,797

154,932

155,145

2011

155,466

155,711

155,684

155,922

156,143

156,346

156,582

156,762

NaN NaN NaN NaN

Proyección 2011

155,333

155,550

155,768

155,987

156,205

156,424

156,642

156,863

157,081

157,300

157,523

157,742

151,500

152,500

153,500

154,500

155,500

156,500

157,500

154,277

156,762

156,863

Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

AGOSTO2011

NUMEROUSUARIOS

% CONSUMOMWh

´%VALOR

FACTURADO MILL $

(%)

RESIDENCIAL 139,362 88.9% 16,395 57.9% 6,765 59.7%

Estrato 1 31.968 20.4% 3,198 11.3% 1,336 11.8%

Estrato 2 54.213 34.6% 5.820 20.5% 2,431 21.5%

Estrato 3 34.448 22.0% 4,556 16.1% 1,877 16.6%

Estrato 4 10.061 6.4% 1,487 5.2% 595 5.3%

Estrato 5 7.470 4.8% 1,096 3.9% 433 3.8%

Estrato 6 1.202 0.8% 238 0.8% 94 0.8%

NO RESIDENCIAL 17,400 11.1% 11,938 42.1% 4,561 40.3%

COMERCIAL 13,192 8.4% 6,369 22.5% 2,538 22.4%

INDUSTRIAL 1,393 0.9% 1,696 6.0% 670 5.9%

OFICIAL 789 0.5% 1.095 3.9% 418 3.7%

ESPECIAL 490 0.3% 366 1.3% 143 1.3%

PROVISIONAL 658 0.4% 182 0.6% 72 0.6%

AREAS COMUNES 848 0.5% 320 1.1% 125 1.1%

ALUMBRADO PUBLICO 11 0,0% 395 1.4% 124 1.1%

MNR COMERCIAL 6 0.004% 400 1.4% 128 1.1%

MNR INDUSTRIAL 10 0.006% 898 3.2% 276 2.4%

MNR OFICIAL 3 0.002% 216 0.8% 68 0.6%

TOTAL 156,762 28,333 11,327

Composición del mercado a agosto de 2011


Energía vendida (MWh) a agosto de 2011

El total de unidades vendidas más las unidades recuperadas en el proceso pérdidas, presentan en agosto de 2011 un decremento del 1,5% respecto a las unidades vendidas y recuperadas en agosto de 2010. Comparando el total de unidades vendidas en este mes con relación a las unidades presupuestadas se observa una desviación negativa de 1,23%. Haciendo el análisis en forma acumulada se observa un aumento del 0,2%, al comparar el acumulado agosto de 2011 frente al acumulado agosto de 2010, y frente al presupuesto acumulado se tiene una desviación positiva de 0,11%.

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

Acu.Ventas.10

NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN

Acu.Ventas.11


ACUM.PPTO11


2010

29,117 28,934 28,503 28,290 29,041 28,479 27,657 28,810 29,022 28,704 29,484 29,864

2011

30,026 28,572 28,521 29,278 27,104 29,152 28,318 28,379 -NaN -NaN -NaN -NaN

PPTO 2011

29,127 28,952 28,534 28,256 29,060 28,624 27,808 28,733 29,229 28,733 30,263 29,232

17,000

21,000

25,000

29,000

25,000

75,000

125,000

175,000

225,000

275,000

325,000 28,810

28,379 28,733


Los ingresos por ventas de energía a agosto de 2011 presentan un incremento del 4,01% respecto a los ingresos de agosto de 2010, al analizar los ingresos de agosto 2011 con lo presupuestado se observa una desviación positiva de 5,23%. Haciendo el análisis en forma acumulada se observa un incremento del 3,1% al comparar el acumulado agosto de 2011 frente al acumulado agosto de 2010, y frente al presupuesto acumulado se tiene una desviación positiva de 2,68%.

Ventas facturadas a agosto de 2011

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

Acu.Ppto2011


Acum.2011


Acum.2010


PPTO 2011

10645.9425600

922

10452.4301261

57

10276.7149148

507

10627.6044897

934

10917.8052656

773

10770.3468171

587

10453.3701816

597

10,764 10952.5267635

41

10781.6126275

783

11400.1550516

746

11085.4901379

269

2011

11,028 10,575 10,313 11,201 10,418 11,220 11,105 11,327 -NaN -NaN -NaN -NaN

2010

9,645 9,905 10,339 10,574 11,447 11,024 10,768 10,891 10,642 10,541 11,052 10,892

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

10,000

30,000

50,000

70,000

90,000

110,000

130,000

10,764

11,327

10,891


Análisis de la demanda comercial acumulada A agosto de 2011

En lo corrido del año, la demanda se ha comportado 0,2% por debajo con respecto al presupuesto y 1,4% por debajo con respecto al año anterior.

ENERO FEBRERO

MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEP-TIEMBRE

OC-TUBRE

NOVIEMBRE

DICIEM-BRE

PRESUPUESTO 2011

33669.0897741

202

64689.9726804

424

99214.6289559

657

131974.952649

202

165782.367333

863

197988.153694

585

231052.172524

561

264224.681987

637

296528.587042

428

330315.489162

931

363460.584518

185

398963.117394

954

REAL 2010

34051.10978

65423.8962

100346.54628

133478.35646

167669.28531

200240.416829

186

233679.516679

186

267228.337889

186

299898.714189

186

334079.728649

186

367483.292629

186

403120.459489

186

REAL 2011

33853.65519

64300.92744

97930.2523499

999

130033.15897

163846.29908

196280.54334

229805.50404

263581.62641

NaN NaN NaN NaN

25,000.0

75,000.0

125,000.0

175,000.0

225,000.0

275,000.0

325,000.0

375,000.0

425,000.0

MWh


Indicadores de mercado a agosto de 2011

El precio de compra en contratos a largo plazo para el MR se comporto 3,14% por encima con respecto al presupuesto, aumento explicado por IPP y con respecto al precio de compra en contratos a largo plazo de mercado, se comportó 1,3% por encima.

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEP-TIEMBRE

OCTUBRE NOVIEM-BRE

DICIEM-BRE

PC 2011 PRESUPUESTO

131.7502394669

96

131.7499399720

86

132.3636336550

45

132.4993549888

44

128.2760347878

58

128.3220201264

53

128.3005379231

18

128.6487405577

51

129.4826578495

07

130.1702131154

68

130.3769495613

59

134.5491965736

61

PC 2011

134.0692606262

82

135.5833484744

09

136.7224540384

86

137.1123080335

78

133.7253123302

15

133.4208212335

45

132.7733790192

73

132.6877097192

05

NaN NaN NaN NaN

MC 2011

130.1669561520

37

131.55 132.83 132.922158543

131.9941670671

6

131.8 130.8791160911

62

130.959295

NaN NaN NaN NaN

117.5

122.5

127.5

132.5

137.5

142.5

147.5

PC vs MC

$/KWh


El precio de bolsa se comporto 13,58% por debajo con respecto a lo proyectado. Empieza a reaccionar el precio de bolsa frente a la finalización del fenómeno de la niña.

Comportamiento precio de bolsaA agosto de 2011

Jan-11 Feb-11 Mar-11 Apr-11 May-11 Jun-11 Jul-11 Aug-11 Sep-11 Oct-11 Nov-11 Dec-110.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

104.56

90.36

presupuesto

real


Análisis de la operación comercial acumulada

Los costos de operación comercial presentan una sobrejecución de 3,4%, explicada por varios factores, principalmente por restricciones incrementadas en 1.141 millones, por presentar un IPP que en lo corrido del año ha variado 3,26% cuando se proyecto 1,47%, y este incide en la mayor parte de los costos siendo más representativo el incremento en contratos a largo plazo el cual es de 1.032 millones en el MR; de otro lado los incrementos se aminoran por efecto de la demanda, la cual disminuyó 0,2% frente a lo proyectado y porque 20,8 GWh comprados en bolsa, gran parte durante los meses de verano, se compraron 33,6$/KWh por debajo de lo proyectado.

Y se presenta una variación 0,7% por encima con respecto a los costos del año anterior explicado por un incremento de 5,24% del IPP el cual incide en la totalidad de los costos; también porque el incremento en el precio unitario de contratos del MR entre ambos años fue muy superior al IPP pasando de 123,18 $/KWh en 2010 a 132,7$/KWh en 2011 y finalmente el sobrecosto se aminora porque en 2010 principalmente en los meses de verano se tuvo un sobrecosto de 27,3 $/KWh por comprar en bolsa el 22,5 % de la energía.

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEP-TIEMBRE

OC-TUBRE

NOVIEM-BRE

DICIEM-BRE

PRE-SUPUESTO 2011

5887.389169644

79

11403.50011430

86

17464.70681014

52

23168.33763853

96

29150.17072205

85

34970.69947464

06

40884.75626930

97

46829.17793791

07

52667.27927825

68

58691.98267238

07

64614.21263219

26

70920.84455105

84

REAL 2010

5980.197613253

43

12086.86478817

3

18758.23195594

35

25092.74627968

48

31275.53551676

73

36865.38934534

98

42403.67276426

03

48106.88256932

38

53762.23773322

18

59458.31127821

06

65124.60218290

28

70158.83361457

22

REAL 2011

5950.374176828

85

11395.06050726

88

17328.83894338

88

23014.58900783

88

29431.92629256

89

35660.40345169

89

42058.74621252

89

48430.33513167

89

0 0 0 0

$5,000

$15,000

$25,000

$35,000

$45,000

$55,000

$65,000

$75,000 $ MILLONES


Costo unitario promedio ponderado MR ($/KWh)A agosto de 2011

El costo unitario promedio ponderado es calculado teniendo en cuenta la participación de las unidades de consumo dentro de los diferentes grupos CU que se definen por la propiedad de los activos. Para agosto de 2011 se presenta un decremento de 0,34% respecto al promedio ponderado de julio 2011, y una variación del 2,01% con respecto al presupuesto de julio de 2011, de los cuales 3,14% se explican por variaciones en la proyección IPP. Estas variaciones se explican básicamente por la variación presentada en el IPP índice con el que se actualizan varios componentes del CU.

250

270

290

310

330

350

370

390

410


Costo unitario MR a agosto de 2011

Los diferentes tipos de CU para agosto 2011 presentan decrementos entre el 0,35% y 0,19%, las variaciones presentadas son básicamente por las variaciones presentadas en el IPP índice con el cual se actualizan varios componentes del CU.

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 agosto de 2011, será aplicado a los ciclos de facturación a partir del 15 de septiembre de 2011 y se verán reflejados en los ingresos de octubre y noviembre de 2011.

175.00

225.00

275.00

325.00

375.00

$/KWh


Comportamiento de las variables del CU MR A agosto de 2011

Las variables del CU para el MR para agosto de 2011 presentan incremento en el D del 8,09%, presentando su variación más significativa por actualización del porcentaje en AOM para el segundo semestre de 2010, en el G un incremento del 16,33% evidenciado por la cobertura de la demanda en contratos de largo plazo y en el C un incremento del 4,37% 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 julio de 2011 el D varió -0,75%, en el G se presenta un decremento del 0,58% y en el C presenta una variación de 0,33%.Para agosto de 2011 los componentes de variación más representativos son el G, el T, el D y el Pr explicado por el ajuste regulatorio que tienen éstas componentes con el IPP que tendió a la baja para éste mes.

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

50

100

150

200

250

185.37

117.31

25.97 20.9623.43

11.71

195.22

132.32

27.09 21.64 26.1313.88

$/KWh

sep-10 oct-10 nov-10 dic-10 ene-11 feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11

jul-11 ago-11


Comportamiento CU sector eléctrico

Elec

trica

ribe

EEP

EPM

Coden

sa

CENS

Enelar

Ener

gía S

ocial

Enelar

*

ESSA

PROM

EDIO

Elec

trohuila

EBSA

EMCALI

EEC

Ener

tolim

a

EBSA*

EDEQ

EPSA -

Valle

CHEC

050

100150200250300350400450500

349.83 356.98381.66 383.74

416.27 429.01

Comparativo CU Sector Eléctricoa agosto 2011

* Aplicación Resolución CREG 168 DE 2008


Comportamiento componentes CU Sector eléctrico

El comportamiento de las componentes CU de EDEQ a agosto de 2011, con respecto a las electrificadoras del sector, muestra que la componente D se encuentra en $195,22 por KWh 81,99%% por encima del D más económico del sector que lo tiene Electricaribe situado en $107,27 por KWh. En la componente G se encuentra en $132,32 por KWh 13,56%por encima del G más económico del sector que lo tiene Empresa de Energía de Cundinamarca en $116,52 por KWh y en la componente C se encuentra en $27,09 por KWh un 69,42% por encima del C más económico del sector que lo tiene Empresa de Energía de Pereira en $15,99 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 13 ($7,71 por debajo del mas costoso) y en el componente C en el segundo puesto ($69,42 por debajo del mas costoso).

Elec

trica

ribe

Ener

gía

Socia

lEE

P

Elec

trohu

ilaEP

M

CENS

Coden

saEB

SA EEC

Enelar

ESSA

Ener

tolim

a

EPSA

- Val

le

EMCALI

CHEC

EDEQ

0

50

100

150

200

G D C


Comportamiento CU filiales EPM

En el costo unitario de EDEQ, para el mercado regulado 100% propiedad empresa, se ubica dentro del grupo de filiales en el cuarto puesto, 22,6% por encima con respecto a EPM que es el CU más bajo y se posiciona 2,97% por debajo del CU más costoso que lo tiene para agosto 2011, CHEC.

Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dec-10 Jan-11 Feb-11 Mar-11 Apr-11 May-11 Jun-11 Jul-11 Aug-110

200

400 384.75 386.81 379.30 387.05

361.95

400.60 404.95 403.32 407.18 419.20 417.74 416.27

EPM CENS E. de Santander EDEQ CHEC

$


2. INFORME NEGOCIO DISTRIBUCIÓN

Índice de pérdidas

Índice de perdidas 12 mesesComercializador y Operador de Red

La gráfica presenta el comportamiento del indicador de pérdidas de energía desde enero de 2009 hasta el mes de julio de 2011. Se observa que el indicador se encuentra por debajo de la meta de la senda trazada.

Meta a dic 2011

Meta a dic 2011

Jan-

09Fe

b-09

Mar

-09

Apr-0

9M

ay-0

9Ju

n-09

Jul-0

9Au

g-09

Sep-

09Oc

t-09

Nov-

09De

c-09

Jan-

10Fe

b-10

Mar

-10

Apr-1

0M

ay-1

0Ju

n-10

Jul-1

0Au

g-10

Sep-

10Oc

t-10

Nov-

10De

c-10

Jan-

11Fe

b-11

Mar

-11

Apr-1

1M

ay-1

1Ju

n-11

Jul-1

1Au

g-11

Sep-

11Oc

t-11

Nov-

11De

c-11

8.00%

9.00%

10.00%

11.00%

12.00%

13.00%

14.00%

15.00%

0.130155489945181

0.103955489945182

IP 12 meses Comercializador IP 12 meses Comercializador Meta

IP 12 meses Operador de Red meta Indice de Pérdidas 12 meses Operador de red

Meta índice Comercialización a Julio: 13,13 %

Indicador Comercialización a Julio: 13,07 %

Meta índice OR a Julio: 10,51 %

Indicador OR a Julio: 10,42 %

Ing. Luis Antonio Ortiz C - Subgerente T & D de Energía

21

Pérdidas de energía acumulada en (GWh)

La gráfica muestra las pérdidas en GWh acumuladas, año a año, desde el año 2007 hasta junio de 2011, indicando que las pérdidas totales acumuladas para el mes de julio de 2011, son 29,97 GWh, 3,27 GWh menos que al mismo mes del año anterior y 1,42 GWh menos que al mismo mes del año 2008 donde hubo menores pérdidas.

Se convierte así en el menor acumulado de pérdidas de todos los meses julio desde el año 2007.

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

2007

5.51796583079948

9.525815240

799

14.368981106452

19.6017908673735

25.2628367407394

30.0123778879519

35.394002502354

40.761753473954

44.7873804258409

49.277723655161

54.1246615727929

59.724058459129

2008

5.27417585199999

9.523305802

14.83351631

2

18.51796083

2

22.29014825

968

26.93878974

968

31.38157941

328

36.130913897912

40.618586999622

44.934316421622

49.165895929756

53.962554581856

2009

4.370870696

4

7.85437702639998

13.0482701416605

17.5878121831561

22.0794847484977

26.7363607206398

31.6841494215199

37.1777713024428

42.4188767393593

48.8924111339153

51.6616956439153

58.0344906239153

2010

5.11754180150593

7.98084537150594

14.449481981506

18.4833259815059

24.0095239765492

28.2683515840271

33.2389668362332

37.7957940462332

41.7071943262332

46.39 49.92 55.46

2011

4.71999642000001

6.67054566999999

11.01145412

16.05267484

20.68408209

24.8207759159788

29.9658368239055

NaN NaN NaN NaN NaN

5.00

15.00

25.00

35.00

45.00

55.00

GW

h


Compras ventas de energía

Comparando, se concluye que:

• Con respecto al mismo mes del año anterior las ventas fueron menores en 0,51%, es decir en 0,15 GWh/mes y las compras fueron mayores en 0,08% es decir en 0,03 GWh/mes.

• Lo cual refleja la pequeña pendiente positiva del indicador para el mes de julio.

ene

feb

mar

abr

may

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

25.00

27.00

29.00

31.00

33.00

35.00

37.00

32.43

33.52

28.30

28.37

Compras 2009 Compras 2010 Compras 2011 Ventas 2009 Ventas 2010 Ventas 2011

GW

h


Entrada salida de energía del OR

Variaciones junio a julio de 2011:

• La entrada de energía del OR aumentó en 0,03 GWh• La salida en el OR disminuyó en 0,11 GWh, por lo anterior

• En los últimos 12 meses se redujeron pérdidas en 7,51 GWh.

Jun

-09

Jul-0

9

Au

g-0

9

Se

p-0

9

Oct-0

9

No

v-0

9

De

c-09

Jan

-10

Feb

-10

Ma

r-10

Ap

r-10

Ma

y-1

0

Jun

-10

Jul-1

0

Au

g-1

0

Se

p-1

0

Oct-1

0

No

v-1

0

De

c-10

Jan

-11

Feb

-11

Ma

r-11

Ap

r-11

Ma

y-1

1

Jun

-11

Jul-1

1

300.00

320.00

340.00

360.00

380.00

400.00

420.00

440.00

460.00

40.00

45.00

50.00

55.00

60.00

65.00

70.00

42

6.4

6

42

6.6

2

42

7.0

2

42

7.2

5

42

7.1

9

42

7.3

2

42

7.7

4

42

8.1

0

42

9.3

0

43

1.0

7

43

1.8

8

43

2.7

8

43

3.0

4

43

2.6

4

43

2.3

8

43

1.8

1

43

1.8

2

43

1.9

5

43

1.6

3

43

1.4

0

43

0.0

5

42

8.4

2

42

7.1

4

42

6.5

6

42

6.6

6

42

6.6

9

37

9.5

8

37

9.0

9

37

8.4

1

37

7.7

0

37

5.2

9

37

6.8

3

37

6.0

3

37

5.5

7

37

7.6

7

37

8.1

4

37

9.4

1

37

9.2

5

37

9.9

1

37

9.5

4

38

0.4

0

38

1.2

8

38

3.2

0

38

2.6

1

38

3.3

4

38

3.7

0

38

3.4

1

38

3.9

8

38

1.7

6

38

2.1

0

38

2.3

2

38

2.2

1

46

.88

47

.53

48

.61

49

.54

51

.91

50

.49

51

.71

52

.53

51

.63

52

.94

52

.46

53

.53

53

.13

53

.10

51

.98

50

.53 48

.62

49

.33

48

.29

47

.70

46

.64 4

4.4

4

45

.38

44

.46

44

.34

44

.48Entrada OR Salida OR Perdidas Acumuladas OR

GWaño GWa-ño


En la gráfica se muestra el comportamiento del indicador de pérdidas como OR en el nivel de tensión 1, calculado con la metodología propuesta en la resolución CREG 184 de 2010.

De acuerdo con lo propuesto, EDEQ no tendría que realizar plan de reducción de pérdidas no técnicas remunerado vía tarifa.

Se obligaría a realizar plan si el indicador estuviera por encima de la línea roja, es decir, de 9,16%, al momento de la presentación del plan, que se estima sea para enero de 2012.

Recono-cido 097

dic-10 ene-11 feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 jul-117.50%

8.00%

8.50%

9.00%

9.50%

10.00%

9.1

6%

9.8

7%

9.6

1%

9.3

2%

8.9

5%

8.3

9% 8

.73%

8.4

8%

8.1

1%


Indicador de perdidas como OR, calculado según metodología CREG 184 de 2010

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, superando las metas propuestas para fin de año en todos los grupos.

Es importante indicar que es en los grupos 1 y 2 (31% de los transformadores) en donde se encuentra el 63% de la energía suministrada por EDEQ.

Cobertura de la macromedición

Grupo de Calidad

Cantidad de transformadores

MM Confiables

% Cobertura

MM 2 meses

MetaMM que

faltan para la meta

Mes Anterior

Energía KWh/mes

% Energía

Grupo de Calidad 1

2.033 1.965 96,66% 95,0% 0 0 16.319.747 55%

Grupo de Calidad 2

304 296 97,37% 95,0% 0 0 2.251.630 8%

Grupo de Calidad 3

697 678 97,27% 90,0% 0 0 4.595.901 16%

Grupo de Calidad 4

4.476 4.093 91,44% 85,0% 0 0 6.305.690 21%

TOTAL 7.510 7.032 93,6% 0 0 29.472.968

100%


Avance ejecución física – agosto 2011

Las actividad de instalación de macromedidores, con corte a agosto de 2011, fueron 16. La meta del año ha sido superada.La meta de construcción de redes, con corte a agosto de 2011, estuvo por debajo de la meta propuesta, debido a que los niveles de pérdida de los transformadores intervenidos por los diferentes planes (Altas Pérdidas y Pérdidas Concentradas), no ameritaban cambio masivo de red, sino en forma puntual por ramal. Se trabajó principalmente en transformadores subterráneos, los cuales tienen menores rendimientos en la ejecución .

Indicadores tácticos

Instalación Macromedidores

Cable Redes (m)

58.3%

52.3%

125.5%

37.9%

Proyectado Acumulado año% Acumulado año

Acciones Control PérdidasINVERSION

Acciones Proyectadas año

Acciones Ejecutadas acumuladas a

Agosto de 2011 % Acumulado año

Proyectado Acumulado año

Instalación Macromedidores 110 138 125,5% 58%

Cable Redes (m) 6.200 2.347 37,9% 52,3%


El indicador de instalaciones intervenidas sigue en su senda de crecimiento mensual. El indicador de instalación de cable de acometida está muy cerca del proyectado del año. Los demás indicadores cumplen con las metas previstas.

Acciones Control PérdidasCOSTO

Acciones Proyectadas

Acciones Ejecutadas

acumualdas a Agosto de

2011

Acumulado año

Proyectado Acumulado año

Instalaciones Intervenidas 30.000 13.483 45% 63%Cable Acometidas (SID) (m) 53.936 32.807 61% 63%Cambio de medidor 500 1.063 213% 67%Revisión de Clientes Destacados 701 681 97% 66%Mantenimiento de macromedidores 2.268 1.699 75% 67%

Instalaciones In-tervenidas

Cable Acometidas (SID) (m)

Cambio de medidor Revisión de Clientes Destacados

Mantenimiento de macromedidores

45%61%

213%

97%75%

62.7% 63.2% 66.7% 65.6% 66.7%

Acumulado añoProyectado Acumulado año


Avance ejecución física – agosto 2011

Indicadores tácticos

En agosto de 2011, las recuperaciones de energía por procesos legales se distribuyeron un 11% en el sector comercial, un 24% en el sector industrial un 6 % en el sector oficial y un 59% en el sector residencial.

Recuperación de energía por procesos administrativos

Jan-11 Feb-11 Mar-11 Apr-11 May-11 Jun-11 Jul-11 Aug-110.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

0.1

19.911.9

2.2 3.21.2

13.9 11.216.8

20.126.1

28.0 27.640.4

5.65.2

0.2

7.2

4.5

1.4

0.0 2.7

14.2

10.5

29.7

34.029.7

34.6

18.627.1

Residencial Oficial Comercial Industrial

MWh

50,5

31,3

75,064,3 65,0

77,72

46,20


3. INFORME FINANCIERO

Estado de Resultados

Avances a Agosto en resultados (Cifras en millones de $)

73,267

19,9716,213

13,758

1,20114,959

5,124

9,835

93,238

3.2%

1.6%

9.8%

36%

1.9%

-11.8%0.6% 8.5%

-3.1%

Ingresos operacionales

Costo y gastos operacionales

EBITDA Depreciación, provisiones y

amortizaciones y Cálculo Actuarial

UtilidadOperacional

No operativos

Utilidad antes de

impuestos

Provisión Impuesto de

Renta

UtilidadNeta

0.4% -3.3%

16.9% 12.1%

19.3%

101.7% 23.3% 23.3%

23.4%

Corresponde a la variación con respecto a Agosto del año 2010

Variación frente al presupuesto

Dra. Carolina A. Quintero Gil - Subgerente Administrativa y Financiera

Estado de Resultados Agosto 2011 (Cifras en millones de $)

Ingresos Operacionales – Variables de Negocio

Ventas (MWh)

0.5%

99.9.%

Usuarios

1.6%

99.9%



93,238

3.2%


0.4%



Ingresos Operacionales – Variables de Negocio

Tarifa Media ($/kwh)



93,238

3.2%


0.4%

Energía (Gwh)

PptoReal

$ Facturados (MR/MNR)

229.09228.94

85,54186,689

$ Ventas en Bolsa -567

PptoReal

373.39381.13

2.07%

Delta

7.73


Costos y Gastos Operacionales

73,267

-3.3%

1.6%

Costos y gastos operacionales


93,238

3.2%


0.4%




Costos y Gastos Operacionales – Variables de negocio


Pc - Mc ($/kWh)

↑1.3%

103.1%

Costos Operación Comercial

0.4%

103%


Variación frente al presupuesto73,267

-3.3%

1.6%


93,238

3.2%


0.4%


Costos y Gastos Operacionales – Variables de negocio




-3.3%

1.6%


93,238

3.2%


0.4%

Ind. de Pérdidas OR Ind. de Pérdidas Comercializador

Cumplimiento meta IP

May-11 Jun-11 Jul-11

10.42% 10.39% 10.42%

9.91%9.97%

10.36%

IP OR 12 meses IP OR Acum

May-11 Jun-11 Jul-11

13.06% 13.03% 13.07%

12.63% 12.65%

13.04%

IP Com 12 mesesIP com Acum

Jan-1

1

Feb-

11

Mar

-11

Apr-1

1

May

-11

Jun-

11

Jul-1

1

Aug-1

1

Sep-

11

Oct-1

1

12.60%

12.80%

13.00%

13.20%

13.40%

13.60%

13.80%13.68%

13.07%

0.131288402229839 0.1306634189

83153

IP 12 meses Comercializador IP 12 meses Comercializador proyección


EBITDA y Margen EBITDA

El EBITDA se ubica en $2,886 por encima del presupuesto, representados en una ejecución cercana al 117%.

A diferencia del mes anterior los ingresos operacionales se encuentren por encima de lo presupuestado debido a que el CU es mayor al presupuestado, ya que si bien los usuarios están cerca de lo presupuestado, la contracción de la demanda se compensa con el comportamiento del IPP para la vigencia actual, ya que está cerca de dos puntos por encima de aquel con el cual se elaboró la proyección.

19,971

9.8%

EBITDA

16.9%




-3.3%

1.6%


93,238

3.2%


0.4%


Utilidad Operacional

La ejecución de obras de expansión y reposición, así como las adecuaciones en infraestructura inmueble responden por la sobre ejecución de las depreciaciones en $ 108.

Las provisiones se sobre ejecutaron por la necesidad de aumentar la provisión de deudores.

El calculo actuarial representa a agosto una sobre ejecución en $246, correspondiente a un presupuesto sin considerar un posible incremento en la esperanza de vida, llevando al 12% el cambio a considerar en el cálculo actuarial teniendo en cuenta que desde el presupuesto se consideró sería de tan solo el 3%

6,213

13,75836%

1.9%

Depreciación, provisiones y

amortizaciones

UtilidadOperacional

12.1%19.3%




19,971

9.8%

EBITDA

16.9%73,267

-3.3%

1.6%


93,238

3.2%


0.4%


Utilidad Neta

La utilidad neta se ubica $ 1.863 por encima de lo presupuestado, debido a desplazamientos en las obligaciones contractuales presupuestadas.

1.201 14,959

5,124

9,835-11.8%

0.6%8.5%

-3.1%

No operativos

Utilidad antes de

impuestos


Renta

utilidadNeta

101.7% 23.3%23.3%

23.4%


Depreciación, provisiones y

amortizaciones

UtilidadOperacional



4.903

13,75824.1%

1.9%

UtilidadOperacional

9.2%19.3%

19,971

9.8%

EBITDA

16.9%73,267

-3.3%

1.6%


93,238

3.2%


0.4%


Avances a Agosto en resultados (Cifras en millones de $)

73,267

19,9716,213

13,758

1,20114,959

5,124

9,835

93,238

3.2%

1.6%

9.8%

36%

1.9%

-11.8%0.6% 8.5%

-3.1%


Costo y gastos operacionales

EBITDA Depreciación, provisiones y

amortizaciones y Cálculo Actuarial

UtilidadOperacional

No operativos

Utilidad antes de

impuestos


Renta

UtilidadNeta

0.4% -3.3%

16.9% 12.1%

19.3%

101.7% 23.3% 23.3%

23.4%




Flujo de Caja Acumulado a Agosto 2011 (Cifras en millones de $)

Inicial Ingresos Egresos Final

81.665

19.451

3.500

8.960 76.922

6.893

DIS

PO

NIB

ILID

AD

IN

ICIA

L

Rec

audo

s op

erac

iona

les

Otr

os r

ecau

dos

Rec

audo

de

terc

eros

Rec

urso

s de

l C

rédi

to

CA

JA

D

ISP

ON

IBL

E

Pag

os

Gen

erar

les

120.469

Ser

vici

o de

la

deud

a

Tra

nsfe

renc

ias

Inve

rsio

nes

Rec

audo

de

Terc

eros

DIS

PO

NIB

ILID

AD

R

EA

L

589

8.805

16.706

9.5547.804

348

DIS

PO

NIB

ILID

AD

F

INA

L D

E C

AJ

A

9.642

Inve

rsio

nes

Tem

pora

les

9.991


Reposición y modernización

Inversiones del Negocio de Distribución Agosto 2011 (Cifras en millones de $)

6,067

PresupuestoProgramado

5,285

782

DesviaciónPresupuestoEjecutado

Ejecución presupuestal

87%

4,525


4,345

180


96%

Metas (Km)

74.23

Presupuestado

71.92

2.31

DesviaciónEjecutado

96.9%

Metas (unidades)

19.25

Presupuestado

26.75

7.5


139%


Proyecto de Pérdidas

Expansión (Cifras en millones de $)




Metas (Km)

3.72

Presupuestado

2.34

1,37


63%

1,154


384


67%

Metas (Km)

34.28

Presupuestado

36.4


770

2.12

106.2%

355

170

18548.%

Metas (Unidades)

Presupuestado

2


2

100%

Metas (Unidades)

66

Presupuestado

138

72


209.1%

0


Otras inversiones

Informática (Cifras en millones de $)


2,425


1,742

684


72%

748


455

294


61% Se compraron computadores portátiles, computadoras de escritorio

Se realizaron actualizaciones al SAF y el SAC

Se finalizó con las obras en la Sede Operativa de Mantenimiento

Se adquirieron herramientas, equipos y accesorios para trabajo en línea energizada


TecnologíaInversiones de Distribución


6,0975,285

EjecuciónPresupuesto

87%

Otras Inversiones

2,425 1,742


72%

748455


61%

9,2417,481


81%

Total Inversiones edeq

Inversiones a Agosto de 2011(Cifras en Millones de $)


informe de gestiÓn junta directiva no.240 07 de octubre de 2011

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