INFORME DE LA INTERVENTORÍA EXTERNA AL CONTRATO DE GESTIÓN DE DISPAC S.A. E.S.P

2. INFORME DE LA INTERVENTORÍA EXTERNA AL CONTRATO DE GESTIÓN DE DISPAC S.A. E.S.P Bogotá D.C, Octubre de 2014

3. ÁREA TÉCNICA

4. SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL fallas a nivel 4; la discontinuidad presentada en la subestación sobrepasa el valor establecido por la norma. • Promedio doce (12) meses: • Huapango 99,94%- 5:31 horas sin servicio • Cértegui 99,90% - 8:35 horas sin servicio • Istmina 99,50% -45:18 horas sin servicio Regulación: Resolución CREG 097 de 2008 – máximas horas de indisponibilidad del servicio anuales 38 horas

5. SUBESTACIONES • Subestación Istmina Se está cumpliendo de parte del Gestor la coordinación de la comunicación por intermedio de radio enlaces entre el personal de cuadrilla y de subestación. Con respecto al sistema de cámaras de seguridad, funcionan 6 cámaras de las 7. En visita a la Subestación se encontró una fuga de aceite del tanque de almacenamiento del transformador de potencia 115/34.5/13.2 kV. Se requiere una inspección urgente al respecto. Los cárcamos internos donde se encuentran las salidas del cableado de potencia en 13.2 kV de los circuitos de la Subestación están húmedos, debido a la entrada de lodo. Se requiere urgente su limpieza. Esta anomalía se debe a que cuando llueve se almacena el agua en el patio y supera los bordes de las tapas de las cajas de inspección, lo cual representa un riesgo

6. SUBESTACIONES • Subestación Cértegui El Gestor implementó, mediante una firma contratista, la colocación de un sistema de onda portadora, pero no se ha podido extender la cobertura hasta el municipio de Cértegui por tener desconectada la trampa de onda en la fase S de la bahía de línea a Istmina a causa de falla en el transformador de potencial, lo cual hace difícil su comunicación. El interruptor de la bahía de salida de 115 kV hacia Istmina no opera con mando remoto ni local para el cierre, sí opera en forma normal para la apertura en eventos de fallas detectadas por las protecciones. La operación para el cierre se efectúa manualmente por medio de una palanca de cierre en cada polo, esta acción se debe ejecutar en forma simultánea para los tres polos. Lo anterior representa un alto riesgo tanto para los equipos como para las personas que hacen esta operación. Solamente están trabajando 2 cámaras de 8 con que cuenta la subestación. Este sistema de cámaras en las subestaciones es esencial ya que hace parte de la seguridad tanto diurna como nocturna.

7. SUBESTACIONES • Subestación Cértegui Continúa el problema de la falta del CT en la fase S de la línea de salida a 34.5 kV a Istmina por la quema que presentó. Este problema se soluciona en los primeros días de diciembre de 2014 ya que se tiene una orden de servicios con la firma PROING S.A. para la reposición del artefacto. Hay que tener en cuenta que si falla la línea Cértegui- Istmina 115 kV no existe respaldo alguno para reponer el servicio de energía para todo el San Juan, debido a que no se puede energizar la línea a 34.5 kV El minibreaker Q1.2 del gabinete +X114 de la bahía a Huapango, se encuentra puenteado desde hace más de un año. Los siguientes seccionadores de puesta a tierra no operan con mando remoto: El L139 de la bahía de 115 kV de la salida a Istmina, el L119 de la bahía de salida a La Virginia y el LH17 de la bahía de 34.5 kV de la salida a Istmina. La termografía no se ha realizado en esta subestación.

8. SUBESTACIONES Barrio Mis Esfuerzos Quibdó. Línea a Huapango 115 kV • Subestación Huapango En lo que concierne al área de servidumbre que ocupan las líneas de 115 kV e igual las estructuras tanto de postes como de torres, siguen existiendo viviendas bajo de ellas. La Interventoría expresó al Gestor que es indispensable una solución al respecto con el concurso de la Empresa Dispac Bogotá. Es un riesgo muy alto que está afrontando la empresa. En cuanto al sistema de cámaras de seguridad están fuera de servicio. Al Gestor se le requiere que retire el templete que está colocado al pórtico de llegada del circuito de Huapango-El Siete 115 kV. Como lo muestra el registro fotográfico éste está sosteniendo el portón principal de entrada. Esta anomalía puede generar un problema ya que se están haciendo esfuerzos en el pórtico de entrada del circuito de transmisión.

9. REDES DE DISTRIBUCIÓN LINEAS A 13.2 KV La Interventoría considera necesario nuevamente dejar constancia del abandono de la línea de Media tensión 13.2 kV que conduce de Tutunendo al 20 Vía Quibdó-Medellín, línea que atiende un mercado rural, antenas de comunicaciones y bases militares etc. Hace más de 1 año no suministra servicio de energía a este sector, debido a problemas suscitados por el ensanchamiento de la vía y a los derrumbamientos y explosiones de piedra que generaron caída de postes y rotura de líneas. Oficio de las comunidades indígenas afectadas. Circuito abierto en el sector Mungurri

10. REDES DE DISTRIBUCIÓN LINEAS A 13.2 KV En la línea Corcovado-Tabor 13.2 kV, del municipio de Tadó, se requiere un mantenimiento en lo que se refiere a la limpieza de la vegetación, como lo muestra el registro fotográfico anterior. En este circuito no se ha cumplido con el mantenimiento correctivo y se considera como un circuito importante que alimenta 4 localidades del San Juan alto. Línea 13.2 kV Corcovado-Tabor la Interventoría reitera la recomendación que a futuro se contrate o se adquiera un vehículo con personal capacitado para trabajar en línea viva y evitar así la salida de los circuitos para efectos de mantenimiento preventivo, correctivo y por ende disminuir los porcentajes de interrupciones.

11. REDES DE DISTRIBUCIÓN Septiembre 2014: 173 fallas 34% en las líneas de media tensión 51% disparo de fusibles 12% en las redes de baja tensión 3% cuatro transformadores de distribución fallados Los circuitos con mayor afectación son el SQ-204 y el SQ-202 en Quibdó, el SC-201 en Cértegui, el SI-203 y el SI-202 en Istmina

12. REDES DE DISTRIBUCIÓN Como se puede observar en la anterior gráfica los tiempos de incidencias no programadas venían aumentando mes a mes durante los primeros cinco meses del año, con una disminución en junio y agosto con respecto al mes anterior, pero en septiembre nuevamente se presentó un incremento, evidenciándose con mayor importancia en los circuitos SC-201, SI-202, SI-203, SM-202, SQ-202 y SQ-204, que son en los que el Gestor debe mejorar desde el punto de vista de mantenimiento, por ser los de mayores tiempos de incidencia del sistema.

13. PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELECTRICA CIRCUITOS SUBESTACIÓN HUAPANGO DURACIÓN MINUTOS FALLAS FRECUENCIA DE FALLAS

14. PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELECTRICA

15. PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELECTRICA CIRCUITOS SUBESTACIÓN ISTMINA DURACIÓN MINUTOS FALLAS FRECUENCIA DE FALLAS

16. PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELECTRICA

17. PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELECTRICA CIRCUITOS SUBESTACIÓN CÉRTEGUI DURACIÓN MINUTOS FALLAS FRECUENCIA DE FALLAS

18. PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELECTRICA

19. ÁREA COMERCIAL

20. AÑO 2012 AÑO 2013

21. AÑO 2014 TOTAL

22. PERDIDAS DE ENERGÍA El indicador de pérdidas disminuyó levemente en el mes de agosto de 2014 ubicándose en 19.99%, esto es 0.5 puntos menos que el mes anterior. Otrosí No.2 A partir del mes de agosto de 2014, de conformidad al Otrosí No.2 al Contrato de Gestión, la senda de pérdidas se modificó, de manera que la meta a alcanzar se disminuye con respecto a la inicialmente pactada como se aprecia en la gráfica.

23. El porcentaje de recaudo del mes de septiembre (calculado como el recaudo de las ventas de energía sobre la facturación del mes) fue de 83.5%, disminuyendo dramáticamente con respecto al mes anterior en el cual se obtuvo un 98.5% de recaudo de la facturación por energía. En la siguiente gráfica se puede observar el porcentaje de recaudo durante cada uno de los meses de los dos últimos años, donde se destaca que el valor obtenido en septiembre de 2014 es el menor de todos los resultados obtenidos

24. Al 30 de septiembre de 2014 la cartera total ascendió a $13.929.97 millones, superior en más de $685 millones a la presentada en el mes anterior. En la gráfica siguiente se muestra la composición de la cartera total por sector, en la cual se observa que la cartera del sector residencial representa el 43% del total , seguida por la cartera del alumbrado público con el 32% y la cartera de los sectores oficial y comercial con el 12% y 11%, respectivamente,

25. CARTERA Del total de la cartera a septiembre de 2014, $12.789.16 millones corresponden a cartera vencida y $1.140.8 millones a cartera corriente para una composición de 91.8% y 8.2%, respectivamente. Tanto la cartera vencida como la corriente aumentaron comparativamente con los resultados del mes anterior.

26. PQR´s El número de PQR´s recibidas en el mes de septiembre aumento en 79 con respecto a las de agosto de 2014 al pasar de 329 a 408. En la anterior gráfica se aprecia la evolución de la cantidad de PQR´s recibidas mensualmente desde enero de 2013, donde se observa que agosto es el mes en que menor cantidad de PQR´s se han presentado durante el presente año.

27. ÁREA ADMINISTRATIVA Y FINANCIERA

28. EJECUCIÓN PRESUPUESTAL Ingresos La suma total de ingresos, acumulada al mes de SEPTIEMBRE de 2014, incluida la “Disponibilidad Inicial” es del orden de $73.512,10 millones, siendo el 66,15% del total aprobado por el CONFIS para esta vigencia.

29. EJECUCIÓN PRESUPUESTAL Gastos Los compromisos acumulados al mes de Septiembre son del orden de $96.785,18, lo que representa el 88,72% del total del presupuesto asignado para la presente vigencia. Los Gastos comprometidos más representativos del presupuesto a la fecha son los de Operación Comercial con $68.490,79 millones.

30. EJECUCIÓN PRESUPUESTAL La gráfica muestra, en porcentaje, los niveles de ejecución de los recursos de la inversión de la empresa para la presente vigencia. Se realiza, por parte de la Empresa, debidamente aprobado por la Junta Directiva mediante Acuerdo 09 de 26 de Agosto de 2014, un traslado de orden presupuestal, en el numeral de Gastos de Inversión, reduciendo el rubro “Transmisión” para adicionar el rubro de “Modernización Sub Estaciones y Mejoramiento en Regulación de Voltaje” en cuantía de $300.00.000.

31. EJECUCIÓN PRESUPUESTAL CONCLUSIONES Esta Interventoría, luego de confrontada la gestión del recaudo de recursos frente a las apropiaciones tanto en ingresos como en gastos, sobre la base de tomar un promedio mensual, encuentra lo siguiente: Con respecto a la información relacionada con los ingresos, Se presenta un déficit de recaudo de -$14.946.80 millones frente a los ingresos que deberían haberse recibido al cierre del mes de Septiembre de 2014, este déficit incluye el efecto de la reducción de la disponibilidad inicial (-$8.911,31 millones), pese a que el recaudo de Aportes de la Nación ha sobrepasado el monto apropiado. En cuanto a los gastos al mes de Septiembre de la vigencia, su ejecución presenta una situación normal. Por lo anterior, la interventoría recomienda se revise el monto resultante de la disponibilidad final de 2014, pues durante los dos años anteriores la cifra ha tenido que ajustarse en cantidades significativas para la empresa, generando un déficit de tesorería, que repercute en la liquidez de DISPAC.

32. INFORME AL PLAN DE INVERSIONES DISPAC SA ESP

33. INVERSIÓN 2014 Las apropiaciones presupuestales, en relación con el numeral de “Inversión”, para la presente vigencia son de $31.245,08 millones. Al mes de Septiembre se han comprometido $23.109,48 millones, lo que representa el 73,96%, y se han pagado $13.218,03 millones, lo que representa el 57,20% de lo comprometido.

34. INVERSIÓN PLAN DE INVERSIONES 2014 CORTE SEPTIEMBRE 30 2014 PROYECTOS EN EJECUCIÓN INICIADOS EN 2013 CON VIGENCIA 2014 PROYECTOS EN EJECUCIÓN VIGENCIA 2014

35. INVERSIÓN COMENTARIOS AL PLAN DE INVERSIONES 2015 Los proyectos de inversión planteados son los que corresponden a las acciones de reducción de pérdidas, sin embargo el alcance de tales proyectos y la forma en que se ejecuten inciden en los resultados esperados con la implementación; es el caso de remodelación de redes íntimamente relacionado con la instalación de medidores, en el plan se proyecta intervenir 3.428 usuarios que corresponde al número de usuarios actuales con consumo sin medidor, sin considerar los 1.993 usuarios sin medidor que aparecen en la base de datos sin medidor con consumo cero ni el crecimiento de usuarios durante los años de ejecución del plan, en consecuencia lo que se pretende en este aspecto es cumplir la meta del 96% de usuarios medidos y no la de un control total de las pérdidas de energía.

36. INVERSIÓN COMENTARIOS AL PLAN DE INVERSIONES 2015 Es recomendable integrar la remodelación de redes con la instalación de medidores porque cuando se acometen estos proyectos por separado no se tiene la coincidencia de las soluciones; adicionalmente la empresa debe prepararse para actualizar la información en su base de datos comercial a la mayor brevedad toda vez que se mejoran las redes, se instalan los medidores pero el impacto positivo solo se tiene cuando se actualiza la información comercial. De otra parte consideramos que se debe dar más prelación al tema de remodelación de redes en baja tensión, y normalización de usuarios de los sectores subnormales (los cuales superan los 1000 usuarios conectados a las redes y sin facturarles el servicio de energía eléctrica), que es donde más se reflejan las pérdidas.