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INFORME DE GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA No.239 02 de septiembre de 2011

INFORME DE GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA No.239 02 de septiembre de 2011. ORDEN DEL DIA. CONTENIDO. Informe Negocio Comercialización Informe Negocio Distribución Informe Financiero  Informe Plan de Negocios Informe comisión de Gestión y Auditoría. 1. INFORME NEGOCIO COMERCIALIZACIÓN.

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INFORME DE GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA No.239 02 de septiembre de 2011

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  1. INFORME DE GESTIÓNJUNTA DIRECTIVA No.23902 de septiembre de 2011

  2. ORDEN DEL DIA

  3. CONTENIDO • Informe Negocio Comercialización • Informe Negocio Distribución • Informe Financiero  • Informe Plan de Negocios • Informe comisión de Gestión y Auditoría

  4. 1. INFORME NEGOCIO COMERCIALIZACIÓN • Suscriptores • Composición del mercado • Energía vendida • Ventas Facturadas • Demanda Comercial • Precio de bolsa • Indicadores del mercado Mc vs Pc • Operación Comercial • Costo Unitario • Comportamiento variables CU • Benchmarking CU sector • Resumen impactos regulatorios

  5. Comportamiento suscriptores facturadosa julio de 2011 Al analizar el mes de julio de 2011 se observa un incremento mensual de 0,13%. Al compararse los usuarios facturados en este mes con los facturados en julio de 2010, el crecimiento alcanzado es del orden del 1,61%. Respecto a la proyección de usuarios para el mes de julio de 2011, se observa una desviación negativa de 0,03%. Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  6. Composición del mercado Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  7. Composición de mercado Julio de 2011 Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  8. Energía vendida (MWh) julio 2011 El total de Unidades vendidas más las unidades recuperadas en el proceso pérdidas, presentan en julio de 2011 un incremento del 2,4% respecto a las unidades vendidas en julio de 2010. Comparando el total de unidades vendidas en este mes con relación a las unidades presupuestadas se observa una desviación positiva de 1,83%. Haciendo el análisis en forma acumulada se observa un incremento del 0,5%, al comparar el acumulado julio de 2011 frente al acumulado julio de 2010, y frente al presupuesto acumulado se tiene una desviación positiva de 0,30%. Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  9. Ventas facturadas julio 2011 Los ingresos por ventas de energía a julio de 2011 presentan un incremento del 3,13% respecto a los ingresos de julio de 2010, al analizar los ingresos de julio 2011 con lo presupuestado se observa una desviación positiva de 6,24%. Haciendo el análisis en forma acumulada se observa un incremento del 2,9% al comparar el acumulado julio de 2011 frente al acumulado julio de 2010, y frente al presupuesto acumulado se tiene una desviación positiva de 2,31%. Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  10. Análisis de la demanda comercial La demanda comercial en el mes de julio, se comportó 1,39% por encima de lo presupuestado y 0,26% por encima de la presentada en el mismo mes del año anterior. De manera acumulada, a julio la demanda se ha comportado un 0.5% por debajo de lo presupuestado, explicado en parte por las menores pérdidas obtenidas. Con respecto al año anterior la demanda se encuentra el 1.7% por debajo. Demanda acumulada a julio de 2011: 229,805 MWh Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  11. Comportamiento precio de bolsa Julio de 2011 $/KWh El precio de bolsa se comporto 44,04% por debajo con respecto a lo proyectado, continúa haciendo efecto el fenómeno de la niña en los precios de la energía. Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  12. Indicadores de Mercado Julio de 2011 El precio de compra en contratos a largo plazo para el MR se comporto 3,5% 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 1,4% por encima. Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  13. Análisis de la Operación Comercial Julio de 2011 Los costos de operación comercial presentan una sobrejecución de 8,19%, explicada principalmente por restricciones incrementadas en 217 millones, por presentar un IPP 3,48% superior al proyectado, el cual impacta la mayor parte de los costos siendo más representativo el incremento en C a LP el cual es de 149 millones en el MR. Y se presenta una variación 15,53% sobre los costos del año anterior resultado de incremento en 4,8% del IPP e incremento en el costo unitario del 26,05% de la demanda regulada la cual en el 2010 se compro en bolsa a 85,8 $/KWhy en el 2011 se compró en Contratos a Largo Plazo a 132,8 $/KWh. Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  14. Análisis de la Operación Comercial acumulada Los costos de operación comercial presentan una sobrejecución de 2,87%, explicada por combinación de varios factores: principalmente por restricciones incrementadas en 944 millones, por presentar un IPP que en lo corrido del año ha variado 3,34% cuando se proyectó 1,2%, y éste impacta la mayor parte de los costos siendo más representativo el incremento en Contratos a Largo Plazo el cual es de 897 millones en el MR; de otro lado los incrementos se atenúan por efecto de la demanda, la cual disminuye 0,54% frente a lo proyectado y porque 20,8 GWhcomprados en bolsa, gran parte durante los meses de verano se compraron 33,6$/KWhpor debajo de lo proyectado. Y se presenta una variación - 0,81% por debajo con respecto a los costos del año anterior explicado principalmente por comprar durante los meses de verano 20,4 GWhde energía en bolsa a un precio de 112 $/KWh inferior. Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  15. Costo unitario promedio ponderado MR ($/KWh) 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 julio de 2011 se presenta un decremento de 0,35% respecto al promedio ponderado de junio 2011, y una variación del 2,27% con respecto al presupuesto de junio de 2011, de los cuales 3,49% 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. Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  16. Costo unitario MR julio de 2011 Los diferentes tipos de CU para julio 2011 presentan decrementos entre el 0,35% y 0,47%, 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 julio de 2011, será aplicado a los ciclos de facturación a partir del 15 de agosto de 2011 y se verán reflejados en los ingresos de septiembre y octubre de 2011. Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  17. Comportamiento de las variables del CU MR Julio de 2011 Las variables del CU para el MR para julio de 2011 presentan incremento en el D del 7,66%, presentando su variación más significativa por actualización del porcentaje en AOM para el segundo semestre de 2010, en el G un incremento del 12,94% evidenciado por la cobertura de la demanda en contratos de largo plazo y en el C un incremento del 4,15% 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 junio de 2011 el D varió 0,29%, en el G se presenta un decremento del 1,23% y en el C no se presenta variación. Para julio de 2011 los componentes de variación más representativos son el G, el D, el Pr yel R explicado por el ajuste regulatorio que tienen estas componentes con el IPP que tendió a la baja para este mes. Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  18. Comportamiento CU sector eléctrico Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  19. Comportamiento componentes CU Sector eléctrico El comportamiento de las componentes CU de EDEQ a julio de 2011, con respecto a las electrificadoras del sector, muestra que la componente D se encuentra en $196,7 por KWh81,47% por encima del D más económico del sector que lo tiene Electricaribe situado en $108,39 por KWh.En la componente G se encuentra en $133,09 por KWh26,01% por encima del G más económico del sector que lo tiene Emcali en $105,62 por KWhy en la componente C se encuentra en $27 por KWhun 69,28% por encima del C más económico del sector que lo tiene Empresa de Energía de Pereira en $15,95 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 14 ($7,39 por debajo del mas costoso) y en el componente C en el segundo puesto ($69,47 por debajo del mas costoso). Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  20. Comportamiento CU EPM En el costo unitario de EDEQ, para el mercado regulado 100% propiedad empresa, se ubica dentro del grupo de filiales de cuarto 22,9% por encima con respecto a EPM que es el CU más bajo y se posiciona 2,81% por debajo del CU más costoso que lo tiene para julio 2011 CHEC. Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  21. Composición de las cuentas por cobrar A julio de 2011 EN MILL. $ Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  22. Composición de las cuentas por cobrar A julio de 2011 EN MILL. $ Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  23. Evolución mensual de las cuentas por cobrar vencidas – inactivas vs. Ingresos julio 2010-2011 Ing. Mario Fernando Ramírez L.- Subgerente Comercial

  24. 2. INFORME NEGOCIO DISTRIBUCIÓN Índice de pérdidas

  25. Meta índice Comercialización a junio: 13,15 % Índice de pérdidas 12 mesescomercializador y operador de red Indicador Comercialización a junio: 13,03 % Meta índice OR a junio: 10,53 % Indicador OR a junio: 10,39% Meta a dic 2011 Meta a dic 2011 La gráfica presenta el comportamiento del indicador de pérdidas de energía desde enero de 2009 hasta el mes de junio de 2011. Se observa que el indicador continua con tendencia decreciente, acorde a lo proyectado. Ing. Luis Antonio Ortiz C - Subgerente T & D de Energía

  26. Pérdidas de energía puntuales mes desplazado en (GWh) La gráfica presenta las pérdidas en GWh puntuales de cada mes. Se puede observar que para el mes de junio de 2011 se tuvo una pérdida de energía de 4,14 GWh/mes, siendo esta la menor pérdida de energía para los meses de junio de los últimos cinco años. Ing. Luis Antonio Ortiz C - Subgerente T & D de Energía

  27. 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 junio de 2011, son 24,82GWh, 3,45GWh menos que al mismo mes del año anterior y 1,92GWh menos que al mismo mes del año 2009 donde hubo menores pérdidas. Se convierte así en el menor acumulado de pérdidas de todos los meses junio desde el año 2007. Ing. Luis Antonio Ortiz C - Subgerente T & D de Energía

  28. Compras ventas de energía • Comparando, se concluye que: • Con respecto al mismo mes del año anterior las ventas fueron mayores en 0,8%, es decir en 0,24 GWh/mes y las compras fueron menores en 1,2% es decir en 0,40 GWh/mes. • Lo anterior refleja la tendencia decreciente del indicador para el mes de junio. Ing. Luis Antonio Ortiz C - Subgerente T & D de Energía

  29. Entrada salida de energía del OR • Variaciones Junio a Julio de 2011: • La entrada de energía del operador aumento en 0,09 GWh • La Salida en el OR aumentó en 0,22 GWh, por lo anterior: • Las pérdidas de operador disminuyeron en 0,13 GWh • En los últimos 12 meses se redujeron pérdidas por valor de 8,76 GWh. Ing. Luis Antonio Ortiz C - Subgerente T & D de Energía

  30. Indicador de Pérdidas como OR, calculado según metodología CREG 184 de 2010 En la grafica se muestra el comportamiento del indicador de pérdidas como Operador de Red en 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, según cronograma, para septiembre de 2011. Ing. Luis Antonio Ortiz C - Subgerente T & D de Energía

  31. Cobertura de la Macromedición Esta tabla presenta el progreso debido a las acciones encaminadas a fortalecer la cobertura de la macromedición. Se observa que se mantiene la tendencia al mejoramiento de los indicadores, superando las metas propuestas para fin de año, en todos los grupos. Ing. Luis Antonio Ortiz C - Subgerente T & D de Energía

  32. Indicadores tácticos Avance ejecución física – julio 2011 Las actividad de instalación de macromedidores, con corte a julio de 2011, indican que se cumple la meta del plan táctico anualizado. La meta de construcción de redes, con corte a julio de 2011, estuvo por debajo de la meta propuesta, debido a que los niveles de pérdida final 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. Ing. Luis Antonio Ortiz C - Subgerente T & D de Energía

  33. Indicadores tácticos Avance ejecución física Julio 2011 Aunque se pasó la barrera de las 2000 revisiones mensuales, todavía no se cumple la meta establecida. Para el mes de agosto se cuenta con dos grupos adicionales para aumentar en numero de revisiones mensuales. El índice de instalación de cable de acometida, vuelve a rezagarse, debido a que muchas habilitaciones de usuario nuevos no incluía la instalación de cable. Los demás índices se portan de acuerdo a las proyecciones e incluso se superan. Ing. Luis Antonio Ortiz C - Subgerente T & D de Energía

  34. Recuperación de energía por procesos administrativos En julio de 2011, las recuperaciones de energía por procesos legales se distribuyeron un 15% en el sector comercial, un 36% en el sector industrial un 0.05 % en el sector oficial y un 49% en el sector residencial. Ing. Luis Antonio Ortiz C - Subgerente T & D de Energía

  35. 3. INFORME FINANCIERO

  36. Estado de Resultados

  37. Proyección de Estados Financieros a Diciembre 2011 (Cifras en Millones de $) 2010 Jul 2011 2011 Ppto 2011 Proy Ingresos 136,422 80,274 141,101 Costos y Gastos en efectivo 109,015 63,208 113,588 EBITDA 27,047 17,066 27,513 Partidas no efectivas 7,462 5,405 9,412 19,945 11,661 18,101 Utilidad OPERACIONAL 3,737 1,211 1,586 No operativos 23,682 12,872 19,687 Utilidad Antes de Impuestos Impuestos 8,771 4,388 6,739 Utilidad NETA 14,911 8,484 12,948 - Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera

  38. Proyección de Estados Financieros a Diciembre 2011 (Cifras en Millones de $) 2010 Jul 2011 2011 Ppto 2011 Proy Ingresos 136,422 80,274 141,101 Costos y Gastos en efectivo 109,015 63,208 113,588 EBITDA 27,047 17,066 27,513 Partidas no efectivas 7,462 5,405 9,412 19,945 11,661 18,101 Utilidad OPERACIONAL 3,737 1,211 1,586 No operativos 23,682 12,872 19,687 Utilidad Antes de Impuestos Impuestos 8,771 4,388 6,739 Utilidad NETA 14,911 8,484 12,948 - Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera

  39. Ingresos (Cifras en Millones de $) ER 2010 Jul 2011 2011 Ppto 2011 Proy Ingresos 136,422 80,274 141,101 143,468 Variación entre Dic 2010 y Presupuesto 2011 3.43 % Variación entre Dic2010 y Proyección 2011 5.16 % Avance % a Julio respecto de la Proyección 2011 55.95 % % de ejecución a Julio 2011 Vs. Presupuesto 99% % cumplimiento Proyección Vs. Presupuesto 101.7% Diferencia en $ - Dic 2010 y Presupuesto 2011 $ 4,679 Diferencia en $ - Dic 2010 y Proyección 2011 $ 7,046 $ 2,367 Delta en $ entre Presupuesto y Proyección 2011 Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera

  40. Ingresos (Cifras en Millones de $) ER 1% Ventas (MWh) Variación frente al nivel de ejecución de la proyección respecto al presupuesto 0.66% 0.59% Corresponde a la variación con respecto al resultado del año 2010 0% 1.71% Usuarios 1.71% Dra. Carolina A. Quintero Gil – Subgerente Administrativa y Financiera

  41. Costos y Gastos en Efectivo (Cifras en Millones de $) ER 2010 Jul 2011 2011 Ppto 2011 Proy Costos y Gastos en efectivo 109,015 63,208 113,588 116,878 Variación entre Dic 2010 y Presupuesto 2011 4.19 % Variación entre Dic2010 y Proyección 2011 7.21 % Avance % a Julio respecto de la Proyección 2011 54.08 % % de ejecución a Julio 2011 Vs. Presupuesto 96% % cumplimiento Proyección Vs. Presupuesto 103% Diferencia en $ - Dic 2010 y Presupuesto 2011 $ 4,573 Diferencia en $ - Dic 2010 y Proyección 2011 $ 7,863 $ 3,290 Delta en $ entre Presupuesto y Proyección 2011 Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera

  42. Costos y Gastos en Efectivo (Cifras en Millones de $) ER 2010 Jul 2011 2011 Ppto 2011 Proy Costos y Gastos en efectivo 109,015 63,208 113,588 116,878 Costos de Operación Comercial 72,920 43,763 74,223 76,650 % cumplimiento Proyección Vs. Presupuesto 103.3% Delta en $ entre Presupuesto y Proyección 2011 $ 2,427 Servicios Personales 13,303 8,457 15,373 15,384 % cumplimiento Proyección Vs. Presupuesto 100.07% Delta en $ entre Presupuesto y Proyección 2011 $ 11 Costos de Operación y Mantenimiento SDL 9,063 4,363 9,407 9,540 % cumplimiento Proyección Vs. Presupuesto 101.42% Delta en $ entre Presupuesto y Proyección 2011 $ 133 Costos y Gastos Generales 13,729 6,644 14,586 15,304 % cumplimiento Proyección Vs. Presupuesto 104.93% Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera Delta en $ entre Presupuesto y Proyección 2011 $ 719

  43. Costos y Gastos en Efectivo (Cifras en Millones de $) ER Pc - Mc ($/kWh) Variación frente al nivel de ejecución de la proyección respecto al presupuesto 2.3% Corresponde a la variación con respecto al resultado del año 2010 3.3% 1% Costos Operación Comercial 3.3% 4.41% 1.11% Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera

  44. Costos y Gastos en Efectivo ER Índice de Pérdidas Se cumple con el 100.61% respecto de la meta inicial 2010 Jul 2011 2011 Ppto 2011 Proy 13.76% 13.03% 13.1% 13.02% 11.19% 10.39% 10.5% 10.4% Comercializador (12 Meses) Operador de Red (12 Meses) Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera

  45. EBITDA (Cifras en Millones de $) ER 2010 Jul 2011 2011 Ppto 2011 Proy EBITDA 27,047 17,066 27,513 26,590 Variación entre Dic 2010 y Presupuesto 2011 0.39 % Variación entre Dic2010 y Proyección 2011 - 2.98 % Avance % a Julio respecto de la Proyección 2011 64.18 % % de ejecución a Julio 2011 Vs. Presupuesto 115% % cumplimiento Proyección Vs. Presupuesto 96.95% Diferencia en $ - Dic 2010 y Presupuesto 2011 $ 106 Diferencia en $ - Dic 2010 y Proyección 2011 ($ 817) ($ 923) Delta en $ entre Presupuesto y Proyección 2011 Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera

  46. EBITDA y Margen EBITDA (Cifras en Millones de $) ER Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera

  47. Partidas No Efectivas (Cifras en Millones de $) ER 2010 Jul 2011 2011 Ppto 2011 Proy Partidas no efectivas 7,462 5,405 9,412 10,893 Variación entre Dic 2010 y Presupuesto 2011 26.13 % Variación entre Dic2010 y Proyección 2011 46 % Avance % a Julio respecto de la Proyección 2011 49.62 % % de ejecución a Julio 2011 Vs. Presupuesto 108% % cumplimiento Proyección Vs. Presupuesto 115.75% Diferencia en $ - Dic 2010 y Presupuesto 2011 $ 1,950 Diferencia en $ - Dic 2010 y Proyección 2011 $ 3,432 $ 1,482 Delta en $ entre Presupuesto y Proyección 2011 Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera

  48. Utilidad Operacional (Cifras en Millones de $) ER 2010 Jul 2011 2011 Ppto 2011 Proy 19,945 11,661 18,101 15,696 Utilidad OPERACIONAL Variación entre Dic 2010 y Presupuesto 2011 - 9.24 % Variación entre Dic2010 y Proyección 2011 - 21.3 % Avance % a Julio respecto de la Proyección 2011 78.7 % % de ejecución a Julio 2011 Vs. Presupuesto 118% % cumplimiento Proyección Vs. Presupuesto 86.72% Diferencia en $ - Dic 2010 y Presupuesto 2011 ($ 1,844) Diferencia en $ - Dic 2010 y Proyección 2011 ($ 4,248) ($ 2,405) Delta en $ entre Presupuesto y Proyección 2011 Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera

  49. Utilidad Operacional y Margen Operacional (Cifras en Millones de $) ER Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera

  50. No Operativos (Cifras en Millones de $) ER 2010 Jul 2011 2011 Ppto 2011 Proy 3,737 1,211 1,586 1,710 No operativos Variación entre Dic 2010 y Presupuesto 2011 - 57.56 % Variación entre Dic2010 y Proyección 2011 - 54.26 % Avance % a Julio respecto de la Proyección 2011 70.84 % % de ejecución a Julio 2011 Vs. Presupuesto 122% % cumplimiento Proyección Vs. Presupuesto 107.8% Diferencia en $ - Dic 2010 y Presupuesto 2011 ($ 2,151) Diferencia en $ - Dic 2010 y Proyección 2011 ($ 2,028) $ 124 Delta en $ entre Presupuesto y Proyección 2011 Dra. Carolina A. Quintero Gil- Subgerente Administrativa y Financiera

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