Ministerio de Minas y Energía República de Colombia

1. Ministerio de Minas y Energía República de Colombia GESTIÓN DE LAS EMPRESAS DE ENERGÍA CON MAYORÍA ACCIONARIA DE LA NACIÓN BOGOTÁ, D.C., NOVIEMBRE 30 DE 2005

4. EVOLUCION DEL INDICE DE PERDIDAS, RECAUDOSY USUARIOS NO REGULADOS

5. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Certificación ISO 9001 – 2000 para comercialización en usuarios regulados y no regulados • El número de reclamos por cada 10.000 facturas se redujo a la mitad • Implementación del Call Center que atiende aproximadamente 20.000 llamadas al mes y contribuye a reducir el número de PQR´s • Apertura de CAICES que mejoran la atención al usuario • Importantes proyectos de electrificación rural utilizando recursos del FAER • Flujo de caja de la empresa ha permitido mejorar calidad y confiabilidad del servicio (inversiones que no se tenían previstas por restricciones presupuestales se han hecho por más de $15.000 millones) • Con más gestión que recursos, se ha logrado reducir el indicador de pérdidas en casi tres puntos (33% al 29%) en los dos últimos años • El recaudo corriente pasó del 67% al 86%

6. RETOS • Implementación del balanced Scorecard y costeo ABC • Certificar el proceso de distribución • Modernización y construcción de nuevos proyectos (líneas y subestaciones) que mejoren la confiabilidad del servicio • Procurar que la empresa se valorice cada vez más mientras culmina el proceso de vinculación de capital

9. EVOLUCION INDICE DE PÉRDIDAS, TARIFAS Y RECAUDO

10. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Incremento considerable en usuarios medidos, pasando de 27.200 en el 2003 a 44.000 en el 2005 • El porcentaje de recaudo pasó del 50% en el 2003 al 82,4% en el 2005 • Optimización en la operación del sistema con la suplencia de la línea Virginia - Cértegui • Las pérdidas pasaron del 64% en el 2003 al 30%en el 2005 • En marcha proceso de modernización de subestaciones

11. RETOS • Incremento del valor recaudado al 85% • Reducir las pérdidas de energía a menos del 27% • Atender Zonas no Interconectadas del Chocó, posiblemente bajo la figura de constitución de una filial

15. EVOLUCION INDICADOR DE PERDIDAS DE ENERGIA

16. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Avance en procesos de negociación de la cartera oficial • Procesos conciliatorios para arreglar situación con el IPSE y la Dirección de Estupefacientes • Nuevo sistema comercial con depuración de información y procesos • Fuerte inversión en renovación de infraestructura (adquisición de nuevos transformadores a puntos estratégicos del sistema y cambio de postería) • Implementación de nueva estructura por procesos • Apertura nueva oficina de atención a los usuarios en la Gobernación de Cundinamarca

17. RETOS • Plan de mercadeo enfocado a cada segmento específico • Fortalecer procesos de facturación • Reducir las pérdidas de energía, con inversiones superiores a los $10.000 millones • Análisis para posible nueva puesta en marcha de la central de Rionegro • Instalación de macromedición y georeferenciación en el sistema eléctrico • Implementación del programa de gestión documental • Procurar darle el mayor valor posible a la empresa mientras culmina el proceso de vinculación de capital

20. EVOLUCION DEL INDICE DE PÉRDIDAS E INVERSIONES

21. ASPECTOS COMERCIALES DESTACADOS

22. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Compras de energía muy competitivas hasta el 2008 • Recuperación del margen comercial • Mejora en calidad del servicio • Planeación del sistema a niveles de 34.5kV y 13.2kV • Se redujo en 10 puntos el indicador de pérdidas en tres años • Reestructuración por procesos el área administrativa • Se alcanzó el óptimo de usuarios por trabajador y una mayor profesionalización de los mismos • Reducción significativa de la cartera

23. RETOS • Obtener la certificación de calidad del negocio de distribución de energía • Automatización de subestaciones a 115kV y 34.5kV • Optimizar la operación de la red • Poner en funcionamiento el call center • Capacitación del personal • Obtener la calificación de riesgos de Duff and Phelps

24. ELECTROHUILA

26. EVOLUCION INDICE DE PÉRDIDAS E INVERSIONES

27. ASPECTOS COMERCIALES DESTACADOS

28. PRINCIPALES ACCIONESY LOGROS 1. LA EMPRESA HOY SE ENCUENTRA CERCA DEL PUNTO DE EQUILIBRIO DE PERDIDAS, ESTIMADO EN EL 22.5 % 2. SE CONSTRUYERON TRES SUBESTACIONES CON RECURSOS PROPIOS, QUE MEJORARAN LOS NIVELES DE CONFIABILIDAD Y CONTINUIDAD DEL SERVICIO 3. SE LOGRARON ACUERDOS CON LOS ENTES DEPARTAMENTALES Y MUNICIPALES PARA LA AMPLIACION DE COBERTURA EN ELECTRIFICACION RURAL POR CERCA DE 13000 MILLONES DE PESOS. 4. SE OBTUVIERON UTILIDADES OPERATIVAS SUPERIORES A 17000 MILLONES EN EL 2005 A PESAR QUE LAS TARIFAS NO SE INCREMENTARON 5. CREACION DEL FONDO PENSIONAL DE ELECTROHUILA

29. RETOS 1. CONSTRUCCION DEL PUNTO DE CONEXION 230/115 KV INVERSION DE 7500 MILLONES DE PESOS CON RECURSOS PROPIOS A MARZO DE 2007 2. CONSTRUCCION DE UN CENTRO DE CONTROL EN NEIVA PARA EL MANEJO DE TODAS LAS SUBESTACIONES A FEBRERO DE 2007 3. LLEVAR A UN AMBIENTE GRAFICO TODAS LAS REDES DEL SISTEMA ELECTRICO DE ELECTROHUILA A JUNIO DE 2006 4. ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD EN PLANTAS DE GENERACION HIDRAULICA CON CAPACIDAD DE 10 MW A OCTUBRE DE 2006 5. TERCERIZACION DE ACTIVIDADES NO MISIONALES DE LA EMPRESA, ARRANCANDO POR EL PARQUE AUTOMOTOR

30. ELECTROCAQUETA

31. EVOLUCION EBITDA Y UTILIDAD OPERATIVA

32. EVOLUCION DE LAS INVERSIONES Y SALDO EN CAJA

33. EVOLUCION INDICE DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

34. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Separación de los procesos comerciales • Modernización de los sistemas de control y protección de las subestaciones principales • Reducción en un 2% del índice de pérdidas de energía • Adquisición de 6.500 medidores para cambio de obsoletos y normalización de usuarios

35. RETOS • Puesta en marcha del sistema de facturación en sitio • Análisis de nuevas posibilidades de interconexión del departamento • Automatizar la subestación Centro • Proyecto subestación satélite en Florencia para mejorar la potencia en el sur

38. ASPECTOS COMERCIALES DESTACADOS

39. EVOLUCION INDICADOR PÉRDIDAS DE ENERGÍA

40. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Se resolvió la problemática de pasivos generados por Paipa IV entregando a GENSA el negocio de generación • Recuperación de usuarios no regulados • Incremento considerable en recaudos con reducción de cartera • Fondeo del pasivo pensional con $20.000 millones • Inversiones en distribución por $40.000 millones (construcción y mejoramiento de líneas; así como automatización de subestaciones)

41. RETOS • Consolidarse como una empresa completamente viable al enfocarse en los negocios de transmisión, distribución y comercialización • Reducir pérdidas de energía a menos del 25% • Obtener la certificación de calidad ISO 9001 • Nuevo Centro de control regional a 115kV, mejorando la operación del sistema • Construcción y puesta en operación de la línea Paipa – Tunja - Chiquinquirá a 115kV

44. ASPECTOS COMERCIALES DESTACADOS

45. EVOLUCION INDICADOR DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

46. PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS • Georeferenciación del sistema en todo el área metropolitana y próximamente en los demás municipios • Exitoso programa de reducción de pérdidas • Obtención de la certificación de calidad ISO 9001 - 2000 • Implementación Códigos de Buen Gobierno • Cambio en la estrategia comercial enfocada a recuperación de grandes clientes con la entrada en operación de Cencol, que le dio vuelta al negocio de Comercialización • Se lideró el tema de Responsabilidad Social Empresarial (Junta Directiva Social con Vocales de Control, Cartilla del Usuario, etc.)

47. RETOS • Viabilización del negocio de generación. Para las térmicas mediante acuerdos con ECOPETROL y Termoyopal; y para las hidroeléctricas con optimización de costos operativos y eventuales repotenciaciones • Estructurar una solución definitiva a las áreas de difícil gestión, especialmente en Barrancabermeja y sur de Bolívar • Profundizar en cultura del valor en la empresa • Robustecer el sistema de distribución con importantes inversiones en redes y subestaciones

48. CENS

49. CENS

50. CENS ASPECTOS COMERCIALES DESTACADOS