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  1. CONSEJO COMUNITARIO DE EMPRESAS REESTRUCTURADAS BOGOTÁ, D.C., DICIEMBRE 4 DE 2004

  2. PROCESOS CHEC Y EDEQ

  3. CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS - CHEC PROBLEMÁTICA • Pérdidas acumuladas por más de $70.000 millones • Por falta de inversión, las pérdidas de energía se incrementaron del 21 al 24% • Alto endeudamiento interno y externo • Contrato Termodorada afectaba viabilidad de la empresa SOLUCIÓN: CAPITALIZACIÓN POR $172.000 MILLONES

  4. EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO - EDEQ PROBLEMÁTICA • Pérdidas acumuladas por más de $2.000 millones • Dificultades operacionales luego del terremoto de 1999 • Proyecto BOOT costoso • Necesidad de renegociar deudas de energía permanentemente SOLUCIÓN: CAPITALIZACIÓN POR $23.000 MILLONES

  5. ELECTRICARIBE ENERGIASOCIAL ELECTROCOSTA

  6. DIAGNÓSTICO AÑO 2002 • Dificultades regulatorias (insuficiencia financiera) • Pérdidas de energía del 42% • Recaudos del 62% • Grandes problemas de cartera oficial y subnormalidad • Insatisfacción de los usuarios

  7. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Pérdidas de energía bajaron al 20% • Recaudos superaron el 90% • Proyecto integral de mejora en la gestión • Trabajo coordinado Gobierno - Comunidades - Empresa aplicando nuevos instrumentos del PND • Creación de la empresa Energía Social • Mejoramiento considerable en nivel de satisfacción de usuarios y calidad del servicio

  8. EVOLUCION UTILIDAD OPERATIVA

  9. RETOS • Obtener la remuneración adecuada para las actividades de distribución y comercialización de energía • Consolidar su trabajo comunitario de la mano con el Gobierno Nacional • Lograr la estabilización empresarial definitiva

  10. DIAGNÓSTICO ELECTROCHOCO • Intervenida por la SSPD • 4 horas de racionamiento diario • Imposibilidad de pagar deudas de energía y laborales • Una sola línea de interconexión con el sistema nacional muy vulnerable • Pérdidas de energía del 70% • Recaudos del 30%

  11. SOLUCIÓN • Liquidación de Electrochocó • Creación de , mediante un contrato de gestión a 8 años, sujeto al cumplimiento de indicadores

  12. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Se pasó de 20 a 24 horas diarias de prestación del servicio • Construcción de la línea Virginia – Cértegui con un ahorro de $19.000 MM • Los recaudos pasaron de $350 millones a $1.400 millones al mes • Las pérdidas bajaron del 70% al 30%

  13. RETOS • Mejoramiento en calidad del servicio • Reducir las pérdidas de energía al 23% en los próximos dos años

  14. DIAGNÓSTICO AÑO 2002 • Sistema de Información comercial obsoleto y vulnerable • Elevada cartera oficial • Atraso tecnológico de 7 años y en infraestructura de 20 años • Planta administrativa superior a la operativa, concentrada en Bogotá • Alto incumplimiento en obligaciones tributarias • Estructura contractual vulnerable y subjetiva

  15. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Reducción de la tarifa en cerca de $50 por kWh promedio • Nuevo sistema comercial con depuración de información y procesos • Reducción de pérdidas de energía del 33% al 29% • Fortalecimiento del esquema contractual • Creación del “Defensor del Usuario”

  16. EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

  17. RETOS • Profundizar en descentralización de la operación • Fortalecer procesos de facturación • Reducir las pérdidas de energía, con inversiones de $20.000 millones • Modernización de infraestructura física y tecnológica • Certificación ISO 9001

  18. DIAGNÓSTICO AÑO 2002 • Racionamientos permanentes • Pérdidas operativas superiores a $5.000 millones • Debilidades en sistema de información comercial y en atención al usuario • Atraso en inversión y mantenimiento del sistema

  19. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Se acabaron los racionamientos con la ejecución de los proyectos: Subestación Ocoa y el doble circuito Reforma- Ocoa • Alianza con Ecopetrol para Operación, Mantenimiento y Representación comercial de Termocoa • Disminución de pérdidas de energía del 32% al 26% • Mejores oficinas de atención al cliente

  20. EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

  21. RETOS • Reducir las pérdidas de energía al 18% • Ampliar capacidad subestaciones para atender la demanda creciente • Continuar mejorando la calidad del servicio • Lograr la certificación en calidad

  22. ELECTROHUILA

  23. DIAGNÓSTICO AÑO 2002 • Deudas de energía por más de $12.000 millones • Pérdidas de energía del 34% • Escasos recursos para inversión • Se encontró en causal de intervención por la SSPD

  24. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Se alcanzó un nivel de recaudo del 99% • Las pérdidas de energía bajaron al 27% • Prepago del BOOT por $21.000 millones, que le representa ahorros en los próximos años por más de $12.000 millones • Utilidad operativa de $7.800 millones

  25. EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

  26. RETOS • Mejorar recaudos y pérdidas en áreas de difícil gestión y menor desarrollo • Reducir las pérdidas de energía al 23% en dos años • Modernización tecnológica

  27. ELECTROCAQUETA

  28. DIAGNÓSTICO AÑO 2002 • Insuficiente capacidad de transporte de energía por la línea Altamira – Florencia • Prolongados racionamientos por atentados frecuentes a la infraestructura • Incremento recurrente de la cartera oficial

  29. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Disminución atentados a la infraestructura y más rápida respuesta de la empresa en superarlos • Nuevo sistema comercial con depuración de usuarios y del sistema de distribución • Incremento de un 30% en ventas • Reducción de pérdidas de energía del 31% al 28%

  30. EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

  31. RETOS • Mejoramiento en calidad del servicio, evitando racionamientos • Análisis e impulso a nuevas posibilidades de interconexión del Departamento, tales como Cartagena del Chairá

  32. DIAGNÓSTICO AÑO 2002 • Contrato PPA que amenaza la viabilidad de la empresa • Pérdida de 5 grandes usuarios que representan el 40% de la demanda • 95% de los usuarios de estratos 1 y 2, con un mercado muy disperso atendido con infraestructura obsoleta

  33. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Documento CONPES que resolverá la problemática de pasivos generados por Paipa IV • Comercialización de su sistema comercial en el sector eléctrico Colombiano • Automatización de la Unidad 3 de Termopaipa • Remodelación de redes rurales sustituyendo 24.000 postes de madera • Mejoramiento y construcción de líneas de 115 kV: Paipa – Tunja y Paipa-Sogamoso

  34. EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

  35. RETOS • Solución a PPA Paipa IV y fortalecer sus negocios de distribución y comercialización • Reducir pérdidas de energía a menos del 22% • Nuevo Centro de Control Regional a 115kV, mejorando la operación del sistema

  36. DIAGNÓSTICO AÑO 2002 • Activos improductivos en el negocio de generación que afectaban viabilidad de la empresa • Pérdidas operativas de $16.000 millones • Alta concentración de pérdidas y cartera en la región del Magdalena Medio • Inviabilidad del negocio de comercialización

  37. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Cambio en la estrategia del negocio de Generación con Termoyopal y Termobarranca • Compras de energía para 2005 y 2006 que le ahorran a la empresa $26.000 millones • Nuevas oficinas satelitales y móviles • Solución problemática Magdalena Medio • Cambio en la estrategia comercial, recuperación de clientes, nueva comercializadora y normalización servicio de alumbrado público

  38. EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

  39. RETOS • Desarrollo fase II Termoyopal • Consolidación esquema Termobarranca con Ecopetrol • Fortalecimiento tecnológico para atención integral al usuario • Reafirmar la cultura del valor

  40. CENS CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER

  41. CENS DIAGNÓSTICO AÑO 2002 • Pérdidas de energía superiores al 32% • Pérdidas operativas superiores a $1.100 millones • Sistema Comercial obsoleto • Carencia de Gestión social con usuarios

  42. CENS PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Exitoso programa de reducción de pérdidas de energía, pasando del 32% al 26% • Compras de energía para 2005 y 2006 con ahorros superiores a $20.000 millones • Digitalización de los archivos de clientes e historias laborales y nuevo sistema comercial • El 15 de diciembre se certificará la empresa en ISO 9000

  43. CENS EVOLUCIÓN UTILIDAD OPERATIVA

  44. CENS RETOS • Construcción subestación La Ínsula • Fortalecer interconexión con Venezuela • Mejorar su gestión social • Reducir las pérdidas de energía al 20% en el 2006 • Automatización de todas las subestaciones con enlaces satelitales