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INFORME DE GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA - 258 30 de mayo de 2013

INFORME DE GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA - 258 30 de mayo de 2013. Informe de Gestión. Informe Negocio Comercialización Informe Negocio Distribución Informe financiero. Informe negocio Comercialización. Comportamiento de Usuarios Composición del Mercado Energía Vendida

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INFORME DE GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA - 258 30 de mayo de 2013

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  1. INFORME DE GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA - 258 30 de mayo de 2013

  2. Informe de Gestión Informe Negocio Comercialización Informe Negocio Distribución Informe financiero

  3. Informe negocio Comercialización Comportamiento de Usuarios Composición del Mercado Energía Vendida Ingresos Facturados Ingresos SDL Participación Mercado Quindío Comportamiento IPP Indicadores del mercado Mc vs Pc Demanda Comercial Comportamiento precio bolsa Operación Comercial Costo Unitario Comportamiento variables CU Benchmarking CU sector Benchmarking CU Grupo EPM Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  4. Comportamiento suscriptores facturadosAbril de 2013 Al analizar el mes de abril de 2013 se observa un incremento mensual de 0,14%. Al compararse los usuarios facturados en este mes con los facturados en abril de 2012, el crecimiento alcanzado en el último año es del orden del 2,12%. Respecto a la proyección de usuarios para el mes de abril de 2013, se observa un incremento de 0,52%. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  5. Composición del mercado Abril de 2013 Los clientes de la organización están concentrados en un 88.9% en el sector residencial y en un 11% en el sector no residencial. En el sector residencial la participación mas representativa se encuentra en los estratos 1, 2 y 3 con un 76.80%, igualmente la participación en el sector no residencial esta concentrada en el sector comercial con un 8.3%. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  6. Energía vendida (MWh) a abril de 2013 La información de ventas de energía contiene la recuperación de energía Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  7. Composición de las cuentas por cobrar en mill. $ La cartera más representativa del mes abril fue la corriente la cual representa el 58% de la cartera total. La cartera del mes de abril comparada con el mes anterior disminuyó el -6.16%, la disminución más representativa se presentó en la cartera activa vencida mayor a 31 días en un -23.47%; seguida por la cartera activa de 1-30 días con -22.25%. Los saldos financiados aumentaron 0.80%. La cartera inactiva aumento el 1.34%. En conclusión el resultado anterior nos indica que en general la cartera en el mes de abril disminuyó en $839 millones, presentándose la mayor disminución en la cartera activa vencida mayor a 31 días, lo anterior se presentó por el abono y pago realizado por varios clientes que tenían deudas representativas. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  8. Composición de las cuentas por cobrar en mill. $ Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  9. Estado de cuenta del Alumbrado Público Presentan deuda en Alumbrado público los municipios de: Filandia, Calarcá, Pijao, Buenavista, Circasia y Génova, la deuda asciende a $257.2millones; la deuda mas representativa es la del Municipio de Pijao con $137.4 millones. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  10. CU con el efecto de ADD Centro para EDEQ Abril de 2013 Desde la entrada en vigencia de la ADD centro, el efecto en el CU de EDEQ se evidencia a través de la disminución progresiva del cargo D, y la aparición de un diferencial entre el cargo D reconocido y el D aplicado, diferencia que es recaudada a otros comercializadores del área con el fin de compensar la disminución del cargo D. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  11. Efecto de ADD Centro para EDEQ Abril de 2013 La aplicación del esquema de ADD y la corrección negativa aplicada en el cargo de marzo permitió el reintegro de recursos recaudados de manera anticipada de los usuarios desde la adopción plena de la norma (octubre de 2012). Si se revisa solo el 2013, se evidencia un delta de ingresos negativo de $55 millones. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  12. Análisis ingresos SDL mercado EDEQ Abril de 2013 La aplicación de la corrección negativa sobre del cargo de distribución para reintegrar los recursos recaudados anticipadamente de los usuarios producto del esquema de ADD, genera una reducción en los ingresos percibos para el periodo (4.2%) frente al presupuesto, sin embargo se espera que producto de la aplicación del mismo esquema estos recursos se recuperen en los próximos periodos. De manera acumulada los ingresos están un 4.1% por debajo del mismo periodo del 2012. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  13. Análisis ingresos Operativos EDEQ Abril de 2013 Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  14. Demanda operador de Red Abril de 2013 Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  15. Análisis de las ventas mercado EDEQ Abril de 2013 Las ventas de abril crecen un 5% frente al mes inmediatamente anterior, y un 2.8% frente al mismo mes del año 2012. Así mismo, en forma acumulada en lo corrido del 2013 frente a igual periodo del 2012 se evidencia un crecimiento en ventas del OR del 1.88% preservando una tendencia favorable para la organización y un comportamiento superior a lo proyectado (6% mes y 5.4% año acumulado) donde se esperaba un crecimiento vegetativo en las ventas. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  16. Participación mercado Abril de 2013 TOTAL FRONTERAS 79 ENERGIA 3,60 GWh El Grupo EPM, conserva más del 90% de la participación del mercado Quindío. Se recuperó un usuario para el Comercializador incumbente (IBG # 2), sin embargo se registra la incursión de un nuevo comercializador en el mercado Quindío (ENERTOTAL) el cual ingresa captando un cliente de bajo consumo (<2,500 kWh/mes) perteneciente al mercado regulado evidenciando la competitividad del mercado. (ENERTOTAL solo atiende clientes del MR lo que genera una alerta sobre el nuevo comercializador.) Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  17. Análisis de la demanda comercial Abril de 2013 La demanda se comportó 5.5% por encima con respecto al presupuesto y 6.24% por encima con respecto al año anterior. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  18. Análisis de la demanda comercial acumulada Abril de 2013 La demanda se comportó 2.88% por encima con respecto al presupuesto y 2.69 % por encima con respecto al año anterior. Si se tiene en cuenta el año bisiesto, el crecimiento sería superior. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  19. Comportamiento IPP 2012 - 2013 Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  20. Comportamiento precio de bolsa Abril de 2013 El precio de bolsa se comportó 38.61% por encima con respecto a lo proyectado. EDEQ compró el 7.8% de la energía regulada en bolsa. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  21. Indicadores de Mercado Abril de 2013 El precio de compra en contratos a largo plazo para el MR se comportó 3.4% por debajo con respecto al presupuesto diferencia generada por IPP y con respecto al precio de compra nacional en Contratos a Largo Plazo, se comportó 1.65% por debajo. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  22. Análisis de la Operación Comercial Abril de 2013 Los costos de operación comercial presentan una sobre ejecución de 2.4% ($146 millones), si bien el IPP se comportó 3.39% por debajo de lo proyectado, lo cual baja los costos, en especial contratos en $141 millones, la demanda la cual estuvo 5.5% por encima hace que los costos se comporten por encima. Al analizar los costos frente al año anterior se observa una variación 3.87% ($233 millones) superior, resultado de una demanda 6.24% superior y un PC incrementado entre un año y otro en $8/kwh. El IPP 2.41% inferior entre los abril de ambos años y las restricciones 70.7% por debajo atenúan el crecimiento. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  23. Análisis de la Operación Comercial Acumulada Aabril de 2013 Acumulado a abril, los costos de operación comercial presentan una sub ejecución de 1.87% ($459 millones), explicada principalmente por $311 millones menos en restricciones y por presentar una variación acumulada año en IPP de 0.17% a abril 2013 y -2.95% a diciembre 2012, cuando lo que se presupuesto fue 1.63% y -0.68% respectivamente, esto impacta la totalidad de los costos, especialmente los contratos de LP los cuales representan $566 millones en el MR. Y se presenta una variación 0.48% ($117 millones) inferior en los costos frente al año anterior resultado de tener disminución en el IPP de 2.41% lo que incide en la totalidad de los costos y restricciones disminuidas en $1,223 millones, atenúa la disminución, la demanda incrementada en 2.69% y el precio de compra de energía el cual para el MR aumento $12/kwh, si bien el IPP ha estado por debajo, el PC entre un año y otro incremento en pesos constantes $8/kwh y el 8% de la energía comprada en bolsa se compró a 240 $/kwh, un precio muy superior al PC. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  24. Costos Operación Comercial Puntual Abril de 2013 Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  25. Costos Operación Comercial Acumulada A Abril de 2013 Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  26. Costo unitario promedio ponderado Mercado Regulado ($/kWh) Abril de 2013 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 abril de 2013 se presenta un decremento de 11,91% ($47,86/kWh) con respecto al CU promedio ponderado de abril de 2012. Al comparar el CU promedio ponderado respecto al promedio ponderado de marzo de 2013 existe una variación de 3,01% ($10,33/kWh), aspecto que se explica principalmente al incremento presentado en las Restricciones a que la generación fuera de mérito para el mes de marzo de 2013 aumentó respecto a febrero de 2013 en un 59%. Si se analiza el comportamiento del CU promedio ponderado de abril 2013 respecto al presupuesto de este mismo mes se observa una variación del -5,96% de los cuales -3,39% se explican por variaciones en la proyección IPP. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  27. Costo unitario Mercado Regulado Abril de 2013 Los diferentes tipos de CU para abril de 2013 presentan incrementos en el nivel 1 entre el 2,46% y 3,21%, el incremento en el CU, se debió principalmente por el componente de Restricciones que se incrementó por la generación fuera de mérito. 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 2013, fue aplicado a los ciclos de facturación a partir del 15 de abril de 2013 y se verán reflejados en los ingresos de mayo 2013. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  28. Comportamiento de las variables del CU MR Abril de 2013 Las variables del CU para el MR para abril de 2013 presentan decremento en el D del 29.03%, variación básicamente presentada por el calculo del cargo D unificado en el esquema ADD Centro, en el G un incremento de 3.68% evidenciado por la cobertura de la demanda en contratos de largo plazo y en el C un incremento del 4.55% 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 2013 el D creció 3.78%, en el G se presenta un decremento del 0.67% y en el C presenta un incremento de 1.14%. Para abril de 2013 el componente de variación más representativo es el R. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  29. Comportamiento CU sector eléctrico Nivel 1 Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  30. Comportamiento CU Sector Eléctrico El comportamiento de las componentes CU de EDEQ a abril de 2013, con respecto a las electrificadoras del sector, muestra que la componente D se encuentra en $140.99 por kWh35.16% por encima del D más económico del sector que lo tienen Electricaribe y Energía Social situado en $104.31 por kWh. En la componente G se encuentra en $139.63 por kWh1.37 % por encima del G más económico del sector que lo tiene Energía Social en $137.74 por kWh y en la componente C se encuentra en $29.5 por kWhun 192.37% por encima del C más económico del sector que lo tiene Ruitoque en $10.09 por kWh. De acuerdo con las estadísticas EDEQ se encuentra en el componente D en el puesto 13 dentro de 17 electrificadoras analizadas ($40.82 por debajo del mas costoso que es EPSA), en el componente G en el puesto 11 ($11.41 por debajo del mas costoso que es Ruitoque) y en el componente C en el tercer puesto ($75.94 por debajo del mas costoso que es Energía Social). Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  31. Comportamiento CU filiales EPM En el costo unitario de EDEQ, para el mercado regulado 100% propiedad empresa, se ubica dentro del grupo de filiales de primero con el CU más bajo y se posiciona 7.11% por debajo del CU más costoso que lo tiene CHEC para abril de 2013. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  32. Cubrimiento demanda en contratos de Largo Plazo 2013 -2016

  33. Empalme Contrato Integral Empresa Soinco Proyectos Ltda a Empresa R.O.R. Objetivo Contrato Integral: Prestación de los servicios para la realización de las actividades operativas del proceso de facturación en las zonas urbanas y rurales del departamento del Quindío. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  34. Empalme Contrato Integral • Financieramente no hubo afectación dado que se logró negociar con R.O.R. por los mismos precios del anterior contratista. • El nuevo contratista dio cumplimiento oportuno a los requerimientos contractuales • Para lograr continuidad en el normal desarrollo del proceso y cumplimiento de indicadores, se solicitó al nuevo contratista R.O.R. preservar el recurso humano existente que venía atendiendo la operación. • Fue relevante el buen entendimiento para la cesión de los bienes y servicios entre Soinco y R.O.R. para la nueva administración del contrato, se evitaron traumatismos en el proceso logístico y de infraestructura, esto permitió que el desarrollo de las actividades se ejecutaran de forma continúa, sin afectar el proceso de facturación EDEQ. • Sinergias entre los grupos interactuantes (EDEQ – Soinco – R.O.R.) para sincronizar todas las actividades de tal forma que el proceso de facturación no tuviera traumatismos por el cambio de contratista. • El cumplimiento en los Indicadoresdel mes de Abril evidencian que no se presentó afectación en los resultados de la calidad y confiabilidad en la ejecución de las actividades operativas. Ing. Mario Fernando Ramírez L. –Subgerente Comercial-

  35. Informe negocio Distribución Pérdidas de energía Informe calidad del servicio Avance red óptima Avance costos AOM 35 Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  36. Pérdidas de energía Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  37. Índice de Pérdidas 12 meses Comercializador y Operador de red • El índice de pérdidas del OR y comercializador para marzo de 2013 es de 9.27% y 11.63%, respectivamente. Los días promedio facturados en una ventana de 12 meses son 365.36 días • Sale del cálculo marzo 2012. Pérdidas 3.83 GWh/mes (IP puntual=10.62%) • Entra al cálculo marzo 2013. Pérdidas 3.45 GWh/mes (IP puntual= 9.44%) • Los indicadores continúan cumpliendo, situándose por debajo de las metas establecidas para la etapa de control Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  38. Indicador del OR acumulado a marzo de 2013 La gráfica presenta el comportamiento del indicador como OR año corrido para los años 2010 a 2013. El índice de pérdidas del OR acumulado a marzo de 2013 es de 8.75%. El indicador muestra un buen comportamiento durante la etapa de control. Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  39. Pérdidas de energía puntuales del OR Mes desplazado GWh/mes El mes de marzo 2013 presenta unas pérdidas puntuales de energía de 3.45 GWh. Las pérdidas puntuales de marzo 2013 son las más bajas registradas para los meses de marzo desde el 2010. Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  40. Pérdidas de energía acumuladas del OR Mes desplazado GWh/mes Al mes de marzo de 2013, el OR tiene unas pérdidas acumuladas de 9.31 GWh/año corrido. Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  41. Entrada – Salida de Energía Operador de Red • Variaciones febrero a marzo 2013: • La entrada de energía del OR aumenta en 0.55 GWh/año • La Salida del OR aumenta en 0.92 GWh/año. • Las pérdidas de energía del OR disminuyen en 0.37 GWh/año Cada valor en la gráfica representa un acumulado de 12 meses La brecha entre lo reconocido y lo real es ampliamente favorable a EDEQ Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  42. Índice de pérdidas Nivel de Tensión 1 (NT1) Metodología CREG 172 NT4 0.91% (*) 426.35 25.07 Reconocido hasta Diciembre 2013 = 9.16% 397.39 3.88 (**) NT3 1.55% (*) 8.30 14.15 396.86 6.38(**) NT2 1.54% (*) 12.93 49.42 354.06 6.31(**) Para los meses de febrero y marzo se recupera la tendencia seguida por el indicador, llegando en marzo a 6.79%para el nivel de tensión 1. El indicador de pérdidas de marzo se encuentra 2.37 puntos porcentuales por debajo de lo reconocido a diciembre de 2013 por el ente regulador. Se cumple con el índice de pérdidas reconocido para 2015 (8.06%). NT1 6.79% 330.03 Pérdidas Totales 40.60 IPT CREG172/2011 = 9.48% (*): %s reconocidas por CREG (**): Pérdidas GWh 24.03(**) Unidades de energía en GWh/Año Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  43. Indicadores Tácticos (Inversión) abril 2013 562 20 Meta/año: 60 unidades Meta/año: 1,686 m lineales Avance P Avance E Avance P Avance E Instalación de Macromedidores (unidades) Instalación de Red Secundaria (metros lineales) Indicadores Tácticos (Costo) abril 2013 11,470 13,176 517 333 680 Avance P Avance E Avance P Avance E Avance P Avance E Avance P Avance E Avance P Avance E Instalaciones Intervenidas (unidades) Instalación cable de Acometida (metros lineales) Cambio de Medidor (Unidades) Revisión de Clientes Destacados (unidades) Mantenimiento de Macromedidores (unidades) Meta/año: 34,410 Meta/año: 39,528 Meta/año: 1,550 Meta/año: 1,000 Meta/año: 2,041 El atraso en instalación de R.S. se debe a la priorización de Acciones de Control (menos costo). Se proyecta para el mes de julio la instalación de R.S. Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  44. Indicadores tácticos control perdidas Recuperación de energía por procesos administrativos Se muestra la serie histórica del último año. Para el puntual del mes de abril de 2013, el componente mayor en la recuperación fueron para predios residenciales, seguido de los comerciales e industriales. El monto recuperado total para todas las clases de servicio es de $21.44 millones de pesos Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  45. Informe calidad del servicio Primer Trimestre 2013 (Dado que el informe regulatorio es trimestral, se presenta, para su debida explicación, informe que había sido enviado en mes anterior, en el cual no hubo JD) Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  46. ITAD Nivel de tensión 1 - comparativos años 2008 - 2013 ITAD Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, calculado según un promedio entre la energía no suministrada por las interrupciones del servicio, respecto a la energía que consumieron los usuarios trimestralmente, demanda suministrada. El primer trimestre de 2013 es el menor valor respecto a los primeros trimestres del resto de la serie, lo que evidencia la mejora en la calidad del servicio Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  47. ITAD Nivel de tensión 2_3 - comparativos años 2008 - 2013 El primer trimestre de 2013 es el menor valor respecto a los primeros trimestres del resto de la serie, lo que evidencia la mejora en la calidad del servicio Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  48. ITAD Vs. IRAD Nivel de tensión 1 2011 - 2013 Los valores dentro de la franja blanca indican que la calidad del servicio se ha mejorado respecto a las referencia la cual fue calculada por la CREG con información de los años 2006 y 2007. Aquellos valores que están por debajo de dicha franja blanca evidencias mejoras superiores. Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  49. ITAD Vs. IRAD Nivel de tensión 2_3 2011 - 2013 Los valores dentro de la franja blanca indican que la calidad del servicio se ha mejorado respecto a las referencia la cual fue calculada por la CREG con información de los años 2006 y 2007. Aquellos valores que están por debajo de dicha franja blanca evidencias mejoras superiores. Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

  50. ITAD por nivel de tensión Años 2008 - 2013 Se evidencia la tendencia a la mejora en todos los niveles de tensión medidos Ing. Luis Antonio OrtízC. –Subgerente T&D-

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