Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. ESP

Transcripción

Empresa de Energía de
Cundinamarca S.A. ESP - EEC
Informe de Auditoría Externa de Gestión y
Resultados 2012 en cumplimiento de la
Resolución 20061300012295 de 2006 de la
Superintendencia
de
Servicios
Públicos
Domiciliarios
Abril de 2013
Advisory
Certificado Empresa
Integra y Transparente
1
Contenido
I.
Informe del Auditor Externo de Gestión y
Resultados
3
II.
Arquitectura Organizacional
9
III.
Análisis y Evaluación de Puntos Específicos
16
Plan Estratégico Corporativo - PEC
Gestión Financiera
Gestión Técnica y Operativa
Gestión Comercial
Gestión Ambiental
Gestión Legal
Calidad de la Información Reportada por el
Prestador al SUI
Indicadores y Referentes de la Evaluación de la
Gestión
Indicadores Clasificación por Nivel de Riesgo y
Concepto General de Riesgo
16
20
28
43
59
59
VI.
Sistema de Control Interno
84
VII.
Viabilidad Financiera
90
VIII.
Anexos
105
IV.
V.
No. 1 Notas de los estados financieros del último
periodo
No. 2 Plantilla Indicadores y Referentes
No. 3 Matriz de Riesgos
No. 4 Plantilla de Indicadores Clasificación por Nivel
de Riesgos
No. 5 Encuesta del Sistema de Control Interno de
la ESPD
2
64
65
72
105
105
105
105
105
I. Informe del Auditor Externo de Gestión y
Resultados
15 de abril de 2013
Señores
Junta Directiva de la Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P., y
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
Bogotá D.C.:
Siguiendo los lineamientos de la normatividad vigente para la Auditoría Externa de Gestión y
Resultado y, en especial las Leyes 142 de 1994 y 689 de 2001, Resolución 321 de 2003 y
20061300012295 de 2006 de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD 1; así
como las Resoluciones CREG 2 05, 19 y 23 de 1996, 072 de 2002, 034 de 2004 y sus resoluciones
modificatorias de la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, en este documento
presentamos el resultado de nuestra evaluación a la Empresa de Energía de Cundinamarca S.A.
ESP (en adelante EEC), en los siguientes aspectos:
• Arquitectura Organizacional
• Análisis y Evaluación de Puntos Específicos:
- Planeación Estratégica
- Gestión Financiera
- Gestión Técnica y Operativa
- Gestión Comercial
- Gestión Ambiental
- Gestión Legal
- Calidad de la Información Reportada por el Prestador al SUI 3
- Otros
• Indicadores y Referentes de la Evaluación de la Gestión
• Indicadores Clasificación por Nivel de Riesgo
• Sistema de Control Interno
• Viabilidad Financiera
1
SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas
3
SUI: Sistema Único de Información
2
3
El manejo integral de la Empresa es responsabilidad de la administración, nuestra responsabilidad
como Auditores Externos consiste en expresar un concepto sobre el resultado de la revisión.
Nuestro alcance no incluyó el examen de los Estados Financieros de la EEC, del año comprendido
entre el 1 enero y el 31 de diciembre de 2012; los cuales han sido auditados por la Revisoría Fiscal
por lo tanto, no expresamos opinión sobre los mismos.
Nuestra auditoría fue realizada de acuerdo con las normas internacionales de auditoría y de
aseguramiento, de conformidad con las leyes y demás normas emitidas por la SSPD y la CREG
enunciadas anteriormente. A continuación presentamos nuestras conclusiones:
1. Arquitectura Organizacional
Con relación al modelo organizacional, EEC actualmente forma parte del Grupo EEB, a través de su
mayor accionista la Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca S.A ESP (empresa de la cual la EEB
posee el 51% de participación).
En octubre de 2012 se contrató la nueva Gerente Administrativa y Financiera, cuya vacante estaba
disponible desde el mes Septiembre de 2011 y cuyas funciones las venían asumiendo por encargo
entre el Gerente General y las unidades subordinadas de la Gerencia vacante; también se nombró
en propiedad a los gerentes de comercial y de redes, quienes estaban en encargo.
En términos de ideas rectoras y direccionadores estratégicos de la Empresa, no se presentaron
cambios significativos durante el año
2. Análisis y Evaluación de Puntos Específicos
2.1. Planeación Estratégica
La EEC formuló catorce (14) objetivos estratégicos para el año 2012, distribuidos en cinco (5)
perspectivas a saber: Financiera, Cliente, Interna, Aprendizaje y Regulatoria. De los catorce (14)
indicadores estratégicos gestionados, ocho (8) alcanzaron un cumplimiento superior o igual al
100%, dos indicadores tuvieron un cumplimiento 0%, debido que no se alcanzó el rango mínimo
de meta propuesta para el Nivel de Satisfacción del Cliente y Salud Ocupacional, en este último se
presentó un accidente de trabajo grave con una fatalidad.
Según la calificación de cumplimiento de cada indicador y su ponderación, la calificación de la
gestión de la administración final del plan estratégico para el año 2012 fue de 100%. La planeación
estratégica de EEC refleja un alto nivel de madurez y una contribución al crecimiento, desarrollo y
optimización del desempeño de EEC.
2.2. Gestión Financiera
La mayor parte de los ingresos obtenidos por EEC provienen en un 48% ($129.312 millones) del
sector residencial destacándose los estratos 1, 2 y 3 donde la vinculación de nuevos suscriptores
residenciales ha sido importante (3.1%) (6.731) para el año 2012. En este sector se observó un
crecimiento de la demanda de energía de 5,5% al pasar de 290 GWh en el año 2011 a 306 GWh en
4
el año 2012; además hubo un incrementó en la tarifa media del año 2012 de $ 18/kWh. Lo anterior
contribuyó al crecimiento de los ingresos operacionales en $10.992 millones para el año 2012.
Al analizar en su conjunto los ingresos operacionales y los costos de distribución y comercialización
de energía eléctrica, se observó un crecimiento durante los últimos 6 años (2007 a 2012), a factor
de 2% al 10% promedio año. Los ingresos operacionales durante el año 2012 ascendieron a
$283.813 millones, el 8,1% superior al año anterior; mientras los costos alcanzaron un valor de
$201.248 millones, 5,5% superior al año anterior. Resaltamos la gestión adelantada por la
Administración para tener bajo control el crecimiento de los costos de ventas durante el año.
El margen operacional (Ebitda) disminuyó del 21,32% en el 2011 al 19,39% en 2012, debido a
crecimientos en el costo de ventas y el gasto operacional de administración; principalmente por el
aumento del 4% para las compras de energía y otros cargos de conexión de distribución, y
adicionalmente para los gastos; el doble incremento en las contribuciones imputadas, la nueva
provisión de cartera por $3.716 millones e incrementos del 25% en la provisión de agotamiento.
Por otra parte, la Utilidad Neta de EEC, tuvo una leve caída de $666 millones, al pasar de $30,678
millones en el año 2011 a $30.012 millones en el año 2012.
EEC ha logrado una mejor gestión de cobro, dado que se ha normalizado la cartera morosa por
medio de financiaciones; durante el segundo semestre del año 2012, el indicador de recaudo se ha
mantenido entre 100,05% y 101,45% reflejando una recuperación de las deudas vencidas de los
periodos anteriores.
Los resultados del nivel de endeudamiento de la EEC muestran una posición del servicio de deuda
estable debido al cumplimiento de estrategias como: apalancarse con recursos para financiar las
operaciones actuales de la compañía y mantener la estructura de endeudamiento con el fin de
cumplir con sus obligaciones a corto y largo plazo, sin que ello afecte el CAPEX de la EEC.
2.3. Gestión Técnica y Operativa
El total de la inversión en aspectos técnicos ejecutada en el año 2012 por la Gerencia Gestión de
Redes fue de $ 47.670 millones, donde el 84,6% de la ejecución presupuestal de inversiones
estuvo representada en los programas de calidad, seguridad y de requisitos legales.
El costo del mantenimiento preventivo disminuyó un 43,1% respecto el año anterior, por la
reducción de adecuaciones de líneas aéreas de baja y media tensión, mientras el mantenimiento
correctivo aumentó un 21,8% con respecto al año anterior por mayores reparaciones de líneas
aéreas de baja y media tensión.
La ejecución del mantenimiento de los equipos de subestaciones fue del 88,2%, ya que se
realizaron 15 de los 17 mantenimientos planeados. Actualmente EEC cuenta con un total de 186
circuitos, de los cuales se programaron 70 para mantenimiento preventivo en el año 2012. El plan
de mantenimiento preventivo de circuitos tuvo una ejecución del 92,9%, superando el porcentaje
de ejecución del año 2011 que fue del 84%
En los cuartos trimestres del año 2012, los ITAD 4 N1 (nivel de tensión 1) de EEC, están por encima
del Índice de Referencia IRAD 5 N1; la EEC considera que el IRAD N1 propuesto por la CREG no
4
5
ITAD: Índice Trimestral Agrupado de Discontinuidad
IRAD: Índice Trimestral de Referencia Agrupado de Discontinuidad
5
refleja la realidad del SDL que tiene EEC. El ITAD N2 - N3 de EEC para los cuatro trimestres está
por debajo del índice de referencia IRAD N1 – N3.
Para el año 2012 se presentó una disminución del 94% ($1.123 millones) en el pago de
compensaciones con respecto al año 2011, debido a que por la aplicación de la metodología
definida en la resolución CREG 97 de 2008, a partir del 1 de abril de 2011, EEC es exonerada de
compensar cliente a cliente, debido a que por estar por debajo del nivel de referencia en calidad, el
cargo de distribución se ve reducido en un valor llamado Delta Dt que se aplica a todo los clientes
que no son compensados.
2.4. Gestión Comercial
Los subsidios que se otorgaron a los estratos 1, 2 y 3 en el año 2012 ascendieron a $33.280
millones, por un mayor número de usuarios y el comportamiento de las tarifas, lo que significa un
aumento de $1.820 millones respecto al año 2011 equivalente al 5,78%
Las pérdidas totales por energía del año 2012 fueron de 119,71 GWh, por lo que EEC ha venido
trabajando en su disminución mediante procesos de focalización, donde se identifican los nichos 6
de pérdidas correspondientes a energía que dejan de facturar por problemas técnicos y operativos.
En total EEC compró 632,9 GWh (592,1 GWh en contratos bilaterales por $77.793 millones y 40,7
GWh en bolsa por $ 4.814 millones). Para el Mercado No Regulado - MNR adquirió 26,9 GWh (1,9
GWh en contratos bilaterales por $274 millones y 25 GWh en bolsa por $3.039 millones).
Para el año 2012 la cartera vencida de EEC (superior a 360 días) disminuyó en un 19,4% respecto al
2011, debido a una mejor gestión realizada por el área de cartera y cobranzas.
EEC alcanzó el puesto número 20 en el año 2012, con un 63,5% de satisfacción en la encuesta
realizada por la CIER 7; mientras en que en el año 2011 alcanzó el puesto número 13 con 69,7% de
satisfacción.
2.5. Aspectos Externos: Gestión Ambiental y Gestión Legal
Se adoptó la Política Ambiental para la empresa y a partir de este compromiso, se construyó e
implementó la estrategia de cultura ambiental interna “EEConciencia”, enfocada en 2012 al
reciclaje de residuos, el uso eficiente de energía y la valoración de una atmósfera pura.
Durante el año 2012, se ejecutaron $ 194 millones correspondiente a las actividades del plan de
manejo ambiental. Esta cifra corresponde al 54% ($ 358.5 millones) del presupuesto total de
operación y mantenimiento de la Planta de Generación de Río Negro.
En términos de acciones legales, se observó un aumentó en el número de casos, pasando de 35
casos en año 2011 a 79 casos en el año 2012. Durante el año se presentaron 67 casos a favor por
$838 millones y 12 casos en contra por $ 10.967 millones.
El 97,32% del valor total de los fallos en contra es por una acción popular en donde se condenó a
cumplir de manera conjunta con la Alcaldía del Municipio de Útica a colocar en forma subterránea el
cableado de energía. La empresa elaboró un informe técnico del valor de la obra ordenada
6
7
Puntos de concentración.
CIER: Comisión Integral Energética Regional
6
determinándose un valor aproximado de $ 10.443 millones. Al respecto EEC instauró una acción de
tutela y está a la espera que la Corte Constitucional la escoja para revisar el fallo del Tribunal
Administrativo de Cundinamarca.
3. Indicadores y Referentes de la Evaluación de la Gestión
Nuestra auditoría incluyó la verificación y evaluación de los indicadores con base en los Estados
Financieros al 31 de diciembre de 2012 de los negocios de comercialización y distribución de
energía, suministrados por la Dirección de Contabilidad de la EEC y los referentes publicados por la
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SSPD, para evaluar la gestión del negocio de
los años en mención.
A continuación se presenta el resultado de los indicadores y referentes de la evaluación de la
gestión de la EEC:
Indicadores Financieros
Año 2011
Año 2012
Referente Indicador Diferencia Cump le Ref. Referente Indicador Diferencia Cump le Ref.
Rotación Cuentas por Cobrar (Días)
56
130
74
No
56
146
90
No
Rotación Cuentas por Pagar (Días)
26
55
29
No
26
64
38
No
Razón Corriente (Veces)
1,53
0,53
-1,00
No
1,53
0,52
-1,01
No
Margen Operacional (%)
21,44%
21,32%
-0,12%
No
21,44%
19,39%
-2,05%
No
6,00
47,00
41,00
Si
6,00
27
20,81
Si
Relación de Suscritores Sin Medición (%)
5,00%
0,11%
-4,89%
Si
5,00%
0,05%
-4,95%
Si
Relación Reclam os Facturación (Por 10.000)
100,00
35,28
(64,72)
Si
100,00
25,86
(74,14)
Si
Atención Reclam os Servicios (%)
0,00
0,22%
0,00
No
0,00
1,51
1,51
No
Atención Solitud de Conexión (%)
0,00
0,56%
0,01
No
0,00
0,72
0,72
No
Cubrim iento de Gastos Financieros (Veces)
EEC cumple con los indicadores de cubrimiento de gastos financieros, Relación de suscriptores sin
medición y Relación reclamos facturación en el año 2012. El margen operacional tuvo una caida y
está a dos puntos del referente, los demás indicadores están lejos del referente establecido por la
SSPD; sin que ello signifique una amenaza para la continuidad y sostenibilidad de la operación.
4. Concepto General de Riesgo
El proceso de gestión de los riesgos se concentra en los riesgos con magnitud residual extrema,
estableciendo planes de acción. Para lo anterior, se tiene definido un marco normativo que permite
identificar, analizar y valorar los riesgos que enfrenta la EEC como resultado de la generación,
distribución y comercialización de energía, con el objeto de definir las acciones que los mitiguen, de
tal manera que se facilite el logro de sus objetivos.
De acuerdo al resultado de la evaluación del Sistema de Control Interno, al resultado de la
identificación de los riesgos (Matriz de Riesgos), al resultado de los Indicadores de Clasificación por
Nivel de Riesgo, y los demás aspectos analizados en el Informe de la AEGR 2012, concluimos que
Nivel de riesgo de EEC es A, es decir el nivel de riesgo es Bajo.
5. Sistema de Control Interno
De acuerdo con el análisis de las respuestas de los colaboradores a la encuesta aplicada, de la
información entregada por la EEC, de las consultas en la página Web y del resultado de las pruebas
corroborativas; se determinó que el nivel de madurez del Sistema de Control Interno, es de 4,33
sobre 5, es decir, que la EEC ha definido y consolidado un modelo de Sistema de Control Interno
7
de forma integrada en toda la organización, más allá de los cambios regulatorios que impacten en el
proceso de cumplimiento requeridos por las diferentes normas y regulaciones.
Se observa que EEC mantiene una estructura de Control Interno que le permite conducir de
manera ordenada sus operaciones y contribuye con el logro de sus objetivos empresariales, dando
una seguridad razonable en cuanto al cumplimiento de normas, políticas y procedimientos.
6. Viabilidad Financiera
Del análisis de las cifras presentadas en la proyección a cinco años; no evidenciamos la existencia
de riesgos que puedan comprometer la viabilidad financiera, mientras se continúe cumpliendo con
los proyectos de inversión programados a la vigencia, se mantenga bajo control los riesgos
regulatorios, se controlen las pérdidas de energía, se continúe con el mejoramiento de los
indicadores de confiabilidad y se mantengan niveles controlados de la deuda.
Fabian Echeverria.
Representante
Consorcio KPMG – Auditoría de Gestión
8
II. Arquitectura Organizacional
En este capítulo presentamos los cambios más importantes de la Estructura
Organizacional de EEC, ocurridos durante el año 2012, según lo observado por
la AEGR y validación realizada con las actas de la Junta Directiva del mismo
año y con la División de Recursos Humanos.
1. Tipo de Sociedad
Durante el año 2012 no se presentaron cambios relacionados con el tipo de
sociedad. Según lo reportado en el Certificado de Existencia y Representación
Legal expedido por la Cámara de Comercio de Bogotá el 31 de enero de 2013,
EEC es una sociedad comercial por acciones, de nacionalidad colombiana, cuya
naturaleza es mixta, prestadora de servicios públicos en las actividades de
generación, comercialización y distribución de energía eléctrica, conforme a las
disposiciones de las leyes 142 y 143 de 1994.
2. Capital (Autorizado, suscrito, pagado)
El siguiente es el capital autorizado, suscrito y pagado al 31 de diciembre de 2011 y 2012:
Capital Autorizado, Suscrito y Pagado
Concepto
2011 y 2012
Capital Autorizado
Capital Suscrito
50.000.000.000
39.699.633.200
Capital Pagado
39.699.633.200
Número de acciones
3.969.963.320
Valor nominal acción
10
Fuente: Certificado de Cámara de Comercio Bogotá del 31 de
Enero de 2013
La empresa no realizó pagos a sus accionistas por concepto de reducción de capital ni otras
operaciones que afectaran el capital. El valor del capital suscrito y pagado no varió de un año a otro.
Composición Accionaria
EEC es una sociedad constituida con aportes de orden distrital, departamental y privados. A
continuación presentamos su composición accionaria al 31 de diciembre de 2012.
9
Departamento
del Meta, 2,44%
Municipios de
Cundinamarca ,
1,43%
Empresa de Energía
de Bogotá S.A ESP,
0,01%
Particulares, 0,05%
Acciones
Readquiridas, 0,02%
Departamento de
Cundinamarca,
13,15%
Distribuidora
Electrica de
Cundinamarca S.A
ESP, 82,34%
La composición accionaria con respecto al año 2012 sigue siendo la misma, la Distribuidora
Eléctrica de Cundinamarca es el accionista mayoritario con el 82,34% del total de las acciones de la
Compañía, a su vez, la empresa de Energía de Bogotá posee el 51% de la Distribuidora Eléctrica de
Cundinamarca, y Codensa S.A E.S.P el 49%.
3.
Órganos de Dirección, Administración, y Fiscalización
De acuerdo con la revisión de las actas de Junta Directiva y de Asamblea General de Accionistas,
se pudo observar que los órganos de dirección dieron cumplimiento y actuaron alineadamente con
las atribuciones y responsabilidades definidas en los estatutos sociales de la Compañía.
En el año 2012 se designó a la firma Deloitte and Touche Limitada como Revisor Fiscal de la EEC,
para el periodo 2012, como se indica en el acta de la Asamblea General de Accionista No. 132 del
12 de marzo de 2012.
Según el Certificado Existencia y Representación legal expedido por la Cámara de Comercio de
Bogotá, los miembros de Junta Directiva de la sociedad son los siguientes:
Miembros Junta Directiva
Principal
Suplentes
Primer renglón: Mario Trujillo Hernández
Fabiola Leal Castro
Segundo Renglón: Jorge Armando Pinzón Barragán
Iván Pinzón Amaya
Tercer Renglón: Ernesto Moreno Restrepo
Heliodoro Mayorga Moncada
Cuarto Renglón: Alvaro Cruz Vargas
Luis Alfonso González Saavedra
Quinto Renglón: Paulo Jairo Orozco Diaz
David Feferbaum Gutfraind
Sexto Renglón: Carlos Mario Restrepo Molina
Nidia Ximena León Corredor
Séptimo Renglón: Manuel Enrique Agamez Hernández
Ricardo Lozano Forero
Fuente: Certificado Cámara de Comercio de Bogotá – 31 de enero 2013
Se observó que en el año 2012, el señor Andrés González Diaz miembro principal - cuarto renglón y
Hernán Valdivieso Laverde miembro suplente - cuarto renglón, fueron reemplazados debido al
10
cambio de administración de la Gobernación de Cundinamarca. Dicho cambio fue presentado y,
aprobado por la Asamblea General de Accionista en su reunión extraordinaria del día 30 de enero
de 2012. Según documento privado de la reunión de Junta Directiva del 9 de mayo de 2012, el
señor Ricardo Lozano Forero renunció al cargo como miembro suplente - séptimo renglón de la
Junta Directiva, el cual al 31 de diciembre de 2012 estuvo vacante.
El certificado expedido por la Cámara de Comercio de Bogotá menciona que la representación legal
de la sociedad continúa a cargo de Carlos Mario Restrepo Molina, Gerente General designado por
la Junta Directiva de la cual hace parte, con carácter de funcionario privado sometido al régimen del
código sustantivo del trabajo, a la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes, para un periodo
de 4 años a partir del 17 de marzo del 2011.
Así mismo, según el Certificado de Existencia y Representación Legal, la Compañía cuenta con los
siguientes representantes:
Primer Suplente del Gerente General: Nidia Ximena León Corredor.
Segundo Suplente del Gerente General: Alberto Duque Ramírez.
Primer Representante Legal para efectos judiciales: Maria Angelica Caicedo Forero
Segundo Representante Legal para efectos judiciales: Jairo Rivera Diaz.
Según el Código de Buen Gobierno de la Compañía la sociedad deberá tener un Comité de
Auditoría integrado por los miembros independientes de la Junta Directiva, el cual estuvo
conformado por los siguientes miembros:
Principales
Jorge Armando Pinzón Barragán
Alvaro Cruz Vargas
Paulo Jairo Orozco Diaz
Manuel Enrique Agamez Hernández
Suplentes
Iván Pinzón Amaya
Luis Alfonso Gonzalez Saavedra
David Feferbaum Gutfraind
Ricardo Lozano Forero
De igual manera la Junta Directiva designó a los nuevos miembros del Comité de Gobierno
Corporativo, el cual debe estar integrado por tres miembros de la Junta y al menos uno de ellos
será miembro independiente de la misma así:
Principales
Mario Trujillo Hernández
Ernesto Moreno Restrepo
Carlos Mario Restrepo Molina
4.
Suplentes
Fabiola Leal Castro
Heliodoro Mayorga Moncada
Nidia Ximena León Corredor
Ideas Rectoras y Acciones Organizacionales
Las ideas rectoras de EEC no sufrieron modificación respecto al año anterior, a continuación se
enuncian la Misión, Objetivo Retador y Valores vigentes en el 2012.
Misión:
“La EEC, centra su estrategia en los negocios de generación, distribución y comercialización de
energía eléctrica; en el servicio al cliente y en la creación de valor para sus accionistas y
trabajadores. Trabajamos bajo los criterios de eficiencia, rentabilidad, seguridad y transparencia, con
11
el fin de contribuir al desarrollo y prosperidad de sus mercados, con responsabilidad social y
empresarial”.
Visión:
“En el 2012 seremos una empresa con desempeños y estándares de nivel internacional y se
destacará entre los 10 primeros puestos de la encuesta CIER”.
La Empresa maneja la visión a mediano plazo el cual la ajusta cada año teniendo en cuenta la
dinámica que adquiere anualmente.
Valores Institucionales:
•
•
•
5.
“Sensibilidad para entender las necesidades de nuestros clientes y las comunidades y
búsqueda de la excelencia operacional.
Pasión por los buenos resultados y única cultura organizacional de la EEC como pilar para la
transformación empresarial.
Honestidad y respeto”
Modelo de Negocio
La Empresa continua desarrollando sus actividades de Generación, Comercialización y Distribución
de energía eléctrica en el Departamento de Cundinamarca, actualmente cuenta con una planta de
Generación en Puerto Salgar. Igualmente la Compañía cuenta con una sede administrativa en
Bogotá y 16 oficinas en los diferentes municipios de Cundinamarca.
Con relación al modelo organizacional, EEC actualmente forma parte del Grupo EEB, a través de su
mayor accionista la Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca S.A ESP (empresa de la cual la EEB
posee el 51% de participación).
12
6.
Organigrama
Asamblea
General de
Accionistas
Revisoría Fiscal
Junta Directiva
Gerencia
General
Oficina Jurídica
Defensoría del
Cliente
Oficina De
Planeación y
Regulación
Unidad de
Comunicaciones
Unidad de Calidad
Unidad de
Control Interno
Gerencia Gestión
de Redes
Gerencia
Administrativa y
Financiera
Gerencia
Comercial
El staff que tiene a cargo la Gerencia Gestión de Redes son las siguientes unidades: División
Gestión de la Información, Unidad Medio Ambiente, División Planeación e Ingeniería, y División
Mantenimiento y Obras.
Se observó que en octubre de 2012 se contrató la nueva Gerente Administrativa y Financiera, cuya
vacante estaba disponible desde septiembre de 2011 y cuyas funciones las venían asumiendo por
encargo entre el Gerente General dando mayor autonomía y empoderamiento a las demás
divisiones y unidades subordinadas de la Gerencia vacante, las cuales son: la División Recursos
Humanos, la Unidad Aprovisionamientos, la División de Tesorería y Finanzas, la División
Administración y Servicios Generales, la División Contabilidad Impuestos y Control, y la Unidad
Tecnología de la Información TI. Actualmente se encuentra ocupada la vacante de la Gerencia
Administrativa y Financiera, y restablecidas las funciones que se encontraban por encargo.
El staff de la Gerencia Comercial es el siguiente: División Facturación, División Cartera, División
Pérdidas, División Servicio al Cliente y Relacionamiento Comunitario, Unidad de Compras de
Energía, Unidad de Mercadeo, Unidad de Investigaciones Especiales, y Unidad de Operación
Integral.
13
7.
Niveles de Delegación
Para el año 2012, según lo observado en las actas de Junta Directiva, no se identificaron cambios
en los niveles de delegación que fueron estipulados en el acta de la Junta Directiva No. 743 del 13
de abril de 2011, solo se actualizó según los cambio de personal.
Niveles de Delegación
Concepto
Representante Legal
Nombre
Carlos Mario Restrepo
Jairo Rivera
Suscripción Contratos hasta por US$5.000.000
Suscripción Contratos hasta por US$5.000.000 en ausencia del
Gerente General
Suscripción Contratos hasta por US$5.000.000 en ausencia del
Gerente General
Representante Judicial
Angelica María Caicedo
Representante Judicial
Nidia Ximena León C
Alberto Duque
Efectos Judiciales
Diego Mauricio Muñoz
Nidia Ximena León
Misael Caro
Suscripción de Contratos hasta por 1.600 SMLMV de manera
conjunta con la firma del responsable de aprovisionamiento
(Tatiana Mitic)
Willian Navas Mójica
Suscripción Contratos hasta por 1.600 SMLV únicamente si actúa
de manera conjunta con el Gerente Comercial, el Gerente de
Administración y Finanzas o el Gerente de Gestión de Redes.
Lida Roció Aguirre
Representación en asuntos de carácter penal
Maria Paulina Esteban
Representante en asuntos relacionados con Servicio al cliente y
agotamiento de vía gubernativa ante la SSPD
Maria del Pilar Vásquez
Representación en asuntos relacionados con Servicio al Cliente en
ausencia de la jefe de la Oficina de Atención al Cliente (Maria
Paulina Esteban)
Apoderados Generales
Fuente: Acta de Junta Directiva número 743
8.
Número de Empleados Vinculados
La siguiente es la composición del número de empleados por área de personal al 31 de diciembre
del 2012 en comparación con el año 2011.
Trabajadores Directos
Área de Personal
Directivos
2011
1
2012
4
Régimen Integral
65
66
Convenio Retroactivo
57
57
Convenio Ley 50
58
57
Nuevo Convenio
54
55
Total
236
239
Fuente: División Recursos Humanos- a Diciembre de 2011
El total de empleados directos para el año 2012 fue de 239, con aumento a 4 directivos debido que
dentro de los directivos para el año 2011 sólo se contaba al Gerente General, que estaba nombrado
en propiedad, mientras para dicho periodo los Gerentes Comercial y Gestión de Redes estaban en
calidad de encargo. EL 80% de los trabajadores directos están ubicados en las oficinas de Bogotá
(124), el 20% restante están distribuidos en las sedes de Facatativa (21), Fusagasuga (20) y
14
Girardot (25). La División de Producción Mantenimiento y Obras es la que cuenta con mayor
número de trabajadores directos (98), los cuales están distribuidos en todas las zonas de la
Empresa, seguido de la División de Servicio al Cliente con 22 trabajadores y de la Gerencia
Comercial con 13 trabajadores. Para el año 2011 el número de empleados indirectos fue de 2.103
que es el personal de los contratistas que desarrollan actividades para la EEC y que para el año
2012 fue de 2.402.
La Empresa tiene una convención colectiva vigente hasta el año 2007, sin embargo, para el año
2012 no se ha firmado una nueva convención con el sindicato de la Compañía cuyo nombre es
Sintraelecol. Para el año 2012 el sindicato es miembro del Sindicato Redes que es el sindicato de la
industria que hace parte la empresa.
9.
Sistema de Gestión de Calidad
Se observó el certificado expedido por BVQI (Bureau Veritas Quality International) Colombia Ltda.,
el cual certifica que el sistema de Gestión de Calidad de la Empresa de Energía de Cundinamarca
S.A ESP ha sido evaluado y se muestra acorde con los requerimientos de la norma ISO 9001:2008
(vigente hasta el 18 de noviembre de 2013) y OSHAS 18001:2007 (vigente hasta el 26 de enero de
2015), cumpliendo los estándares de calidad de distribución y comercialización de energía eléctrica,
siendo garantía del buen servicio que presta a los clientes atendidos en el departamento de
Cundinamarca y vecinos. Además se observó que el sistema de gestión y mejoramiento continuo
es dinámico, es decir, que EEC realiza actualizaciones dependiendo de los planes de mejoramiento
que surgen del sistema de gestión.
Conclusiones
•
•
•
•
•
•
No se observaron actuaciones que nos hicieran suponer que la empresa obró fuera de la
normatividad o fuera de lo establecido en su objeto social.
Debido al cambio de administración de la Gobernación de Cundinamarca, hubo cambios en los
miembros de la Junta Directiva, aprobados en la asamblea general extraordinaria de accionistas
el 30 de enero de 2012.
Se observó que renunció al cargo un miembro suplente de la Junta Directiva y que dicho cargo
está vacante.
En octubre de 2012 se contrató la nueva Gerente Administrativa y Financiera.
Su composición accionaria y el valor nominal de la acción no tuvo cambios con respecto al año
anterior.
La Empresa mantiene sus certificaciones en los sistemas de Gestión de Calidad ISO 9001
Recomendaciones
• Certificarse en la norma NTCGP 1.000:2009 para entidades prestadoras de servicio y la norma
internacional ISO 14.001:2004 de gestión ambiental.
15
III. Análisis y Evaluación de Puntos
Específicos
Plan Estratégico Corporativo - PEC
A continuación presentamos la estructura del Plan Estratégico Corporativo PEC de EEC, en el cual se encuentra el direccionamiento estratégico de la
Compañía, reflejado en el mapa estratégico con sus correspondientes objetivos
según la perspectiva y sus respectivas mediciones, indicadores y metas
definidos para el año 2012.
1.1.
Direccionamiento Estratégico
Los objetivos estratégicos establecidos a partir del Plan Estratégico del año
2012 están direccionados a los siguientes lineamientos de la Compañía:
Crecimiento, Desarrollo e Innovación (Innovación reemplazó Excelencia
Operacional el cual para el año 2012 fue un foco importante para la perspectiva
interna ya que maduró en los últimos 3 años que se implementó el plan
estratégico en la empresa). Los objetivos estratégicos están distribuidos en las
cinco perspectivas que son:
•
•
•
•
•
Perspectiva Financiera
Perspectiva de Cliente
Perspectiva Interna
Perspectiva de Aprendizaje
Perspectiva Regulatoria
La Empresa tiene una perspectiva regulatoria debido a que es una empresa de servicios públicos
domiciliarios y es vigilada por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD y
regulada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, entre otros.
La Empresa tiene como propósito principal a corto plazo, asegurar la sostenibilidad, basada en
estrategias que incluyen la mejora en la calidad del servicio, atributos diferenciadores, solución a las
necesidades eléctricas y la maximización del uso de los activos.
Dentro de las estrategias de crecimiento, la empresa está concentrada en aumentar la cobertura
del servicio, entregando nuevas soluciones para las necesidades energéticas de sus clientes en el
departamento de Cundinamarca.
1.2. Mapa Estratégico
El mapa estratégico traduce la estrategia de la empresa, la cual se expresa a través de cinco
perspectivas que agrupan los catorce (14) objetivos estratégicos, tanto de medio como de
resultado, así:
16
En anterior gráfica del mapa estratégico del año 2012, se evidencia que en la perspectiva Interna se
incluyó el nuevo foco Aliados respecto al mapa del año 2011, debido a que EEC contempla que sus
otros focos: Operación, Desarrollo y Responsabilidad Social funcionan de manera articulada con sus
Aliados 8 y por lo tanto están directamente relacionados con el cumplimiento de la estrategia. Por lo
anterior EEC definió como nuevo objetivo estratégico “Contar con empresas colaboradoras
motivadas, rentables y eficientes para implementar la estrategia”.
Adicionalmente para el año 2012 se realizaron modificaciones en 5 objetivos con respecto al año
2011, lo cual evidencia la evolución del direccionamiento estratégico de la Compañía, como se
muestra a continuación:
Modificaciones Objetivos Estratégicos
Objetivo 2011
Objetivo 2012
1. Aumentar el resultado operacional
1. Aumentar el resultado operacional y mejorar la
2. Mejorar la rentabilidad, mitigar riesgos del negocio
rentabilidad
5. Desarrollo de soluciones eléctricas competitivas de
5. Aumentar la demanda de energía
masiva aplicación
8
Los Aliados son todos aquellos que participan en la operación diaria de EEC dentro de toda la cadena de abastecimiento,
por ej.: los proveedores, los contratistas, los generadores, el cliente, los entes reguladores, etc.
17
Modificaciones Objetivos Estratégicos
9. Consolidar el modelo de responsabilidad social
corporativa
13. Gestionar competitivamente la información y
tecnología
Fuente: Oficina de Planeación y Regulación 2012
9. Propender por la sostenibilidad del negocio, en sus
componentes ambiental y social
13. Contar con información clara y oportuna con apoyo
de la tecnología
Con respecto al objetivo 1 y 2 del año 2011, se unió en un solo objetivo para el año 2012, debido a
que mitigar riesgos del negocio es más un proceso y no un resultado al que se quiera llegar. En el
objetivo 5 la Empresa requiere primero aumentar la demanda de energía para después desarrollar
soluciones eléctricas competitivas de aplicación masiva. Para el objetivo 9 se hizo un ajuste en el
año 2012 haciendo más explícito el foco de responsabilidad social, y el objetivo 13 maduró en el
año 2011, por lo que se modificó agregando información más clara y oportuna con el apoyo de la
tecnología.
1.3. Indicadores y Proyectos Estratégicos
El cumplimiento de cada uno de los objetivos estratégicos se mide por medio de indicadores de
gestión, cuyas metas se establecen anualmente. En el año anterior todos los objetivos estratégicos
tenían indicador independiente para su medición de cumplimiento, para el año 2012 se observaron
10 indicadores de gestión (el indicador de seguridad y salud laboral se divide en 5 indicadores) que
miden el cumplimiento de los 14 objetivos estratégicos enumerados en el mapa estratégico, así:
Cumplimiento de Objetivos Estratégicos 2012
No. Objetivo
Indicador
Ponderación
Meta
Valor
> $74.750
millones
> $57.392
millones
$73.505
millones
$60.302
millones
10%
> 3,75%
12,12%
120%
5%
< 81,75
82,75
99%
3%
< 10
20
0%
63%
74%
1y3
EBITDA - EEC
20%
1y3
Resultado CAPEX
10%
2, 7 y 13
2, 7 y 13
2, 3 y 9
Calidad de Servicio – IAAD nivel II y
III
Calidad de Servicio - SAIDI
homologado
Satisfacción al cliente – Puesto
CIER
9
Cumplimiento
94%
120%
7%
> 72,5%
1, 3, 6 y 8
Satisfacción al cliente - Resultado
SCP calidad del suministro
Pérdidas de Energía
15%
< 11,83%
11,95%
98,91%
1, 3, 6 y 8
Cobrabilidad de Energía
10%
100%
101,45%
120%
1 y 14
Costo comercialización
Salud Ocupacional: Accidentes
computables Graves (20%)
Salud Ocupacional:
Accidentes Mortales (10%) *
Salud Ocupacional:
Índice de Frecuencia Global (40%)
Salud Ocupacional:
Cantidad IPAL (15%)
5%
< 10%
0%
112%
3%
<=1
1
100%
2%
0
1
0%
6%
< 6,26
5,13
120%
2%
> 10.814
12.181
120%
2%
< 18,95
4,91
120%
2, 3 y 9
4, 10, 11 y 12
4, 10, 11 y 12
4, 10, 11 y 12
4, 10, 11 y 12
4, 10, 11 y 12
Salud Ocupacional:
Rango IPAL (15%)
Fuente: Oficina de Planeación al 31 de Diciembre de 2012
9
CIER: Comisión Integral Energética Regional
18
Los valores reportados en el cumplimiento con un porcentaje de cero correspondiente a la
encuesta CIER y a Accidentes Mortales son computados para el Sistema de Gestión de
Rendimiento con otros indicadores. Para estos casos no se alcanzó el rango mínimo de meta
propuesta para el año 2012 por esta razón marca cero.
Para el caso de la encuesta CIER el resultado se computa con el resultado obtenido en el SCP y se
logra un cumplimiento del 52%
Para Accidentes mortales se computa con todos los de Salud Ocupacional logrando un
cumplimiento de 104%
El nivel de cumplimiento corresponde a un esquema de calificación que ubica el resultado real en
un rango predeterminado y que dependiendo a la cercanía de la meta se asigna el porcentaje de
cumplimiento.
Se observó que el objetivo 5 “Aumentar la demanda de la energía”, no fue evaluado debido a la
decisión estratégica de priorizar los objetivos de Excelencia Operacional para después gestionar el
objetivo del Foco de Desarrollo.
De los catorce (14) indicadores estratégicos gestionados, ocho (8) alcanzaron un cumplimiento
superior o igual al 100%, no obstante, dos indicadores tuvieron un cumplimiento 0% con respecto
a la meta propuesta. Según la calificación de cumplimiento de cada indicador y su peso de
ponderación, la calificación final del plan estratégico para el año 2012 fue de 100%.
El seguimiento al PEC se realiza conforme a la periodicidad propuesta para la medición de cada
indicador, cuyo resultado se plasma en un cuadro de seguimiento.
Conclusiones
•
•
•
•
•
El Plan Estratégico Corporativo está encaminado a que EEC logre crecimiento, desarrollo e
innovación para la plena satisfacción del cliente, siendo económicamente rentable,
ambientalmente amigable y socialmente responsable.
Dentro del Plan Estratégico Corporativo existe una perspectiva regulatoria, lo cual demuestra el
compromiso que tiene la empresa con el cumplimiento de los parámetros definidos por los
entes reguladores.
El cumplimiento del Plan Estratégico para el año 2012 fue del 100%.
Dado que el mapa estratégico es dinámico y de corto plazo, los objetivos estratégicos fueron
revaluados para el año 2012.
Se realizan seguimientos al Plan Estratégico conforme a la periodicidad propuesta para la
medición de cada indicador, lo que permite visualizar los logros parciales y dificultades que se
estén presentando para tomar acciones correctivas y así no desviar el cumplimiento del plan de
la compañía.
Recomendaciones
•
Se sugiere continuar con el desarrollo del plan estratégico bajo la metodología Balance Score
Card y que sea ésta sea la herramienta utilizada para el control de las estrategias establecidas
por la empresa.
19
2. Gestión Financiera
Esta evaluación comprende el análisis a los principales aspectos económicos relacionados con la
Gestión Financiera de la Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. ESP., y los lineamientos de la
normatividad vigente para las Auditorías Externas de Gestión de Resultados y en especial las Leyes
142 de 1994 y 689 de 2001 y la Resolución 20061300012295 de 2006 de la Superintendencia de
Servicios Públicos Domiciliados – SSPD; así como la Resolución 072 de 2002 modificada por la 034
de 2004 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG.
Los estados financieros utilizados para nuestro análisis, corresponden al período terminado el 31 de
diciembre de 2011 y 2012, los cuales fueron certificados por la Jefatura de Contabilidad de la
Compañía. Los estados financieros de los respectivos períodos en mención fueron dictaminados
por el Revisor Fiscal; ambos dictámenes están certificados y se presentaron sin salvedades
(Opinión limpia).
La Empresa durante el año 2012 adelantó el proceso de adopción de Normas Internacionales de
Información Financiera (NIIF) con el propósito de alinearse con el cumplimiento de las normas
colombianas de contabilidad que converjan con los estándares internacionales, para ello EEC está
desarrollando un proyecto y reclutando el equipo profesional que se encargue del proceso de
adopción de las normas internacionales NIIF y IFRS a partir del 31 diciembre del año 2013. No
obstante, EEC se ha apoyado en trabajos de diagnóstico y asesoría por medio de un consultor.
2.1. Balance General
Activos
La estructura Financiera de la EEC se mantiene estable al 31 de diciembre de 2012 en comparación
con el año 2011; el activo no corriente por $469.665 millones representa el 88% del activo total;
dentro de este observamos Valorizaciones por $237.081 millones (44%), en Propiedad Planta y
Equipo por $179.399 millones equivalente al 33%; siendo estos, los rubros más representativos de
activo de la compañía.
Empresa de Energia de Cundinamarca S.A. E.S.P.
Balance Generale
(En Miles de Pesos Colombianos)
2010
2011
2012
Var $ 2010-2011
Var $ 2011-2012
Activo Corriente
Efectivo
11.887.001
4.630.277
2.379.226
(7.256.724)
Deudores
54.406.706
56.247.663
59.271.066
1.840.957
3.023.403
8.495.924
7.344.042
4.673.713
(1.151.882)
(2.670.329)
128.999
99.099
246.343
(29.900)
147.244
Inventarios
Otros activos
Total Activo Corriente
(2.251.051)
74.918.630
68.321.081
66.570.348
(6.597.549)
(1.750.733)
Activo No Corriente
Inversiones
Deudores
Propiedad, planta y equipo
Otros activos
Valorizaciones
8.243
14.944.207
95.968.906
23.247.667
230.825.476
8.139
16.798.560
128.630.670
26.865.926
239.357.030
8.141
17.922.198
179.399.154
35.253.994
237.081.466
(104)
1.854.353
32.661.764
3.618.259
8.531.554
2
1.123.638
50.768.484
8.388.068
(2.275.564)
Total Activo No Corriente
364.994.499
411.660.325
469.664.953
46.665.826
58.004.628
Total Activos
439.913.129
479.981.406
536.235.301
40.068.277
56.253.895
Fuente: Estados Financieros 2010, 2011 y 2012 División de Contabilidad, Impuestos y Control.
20
Debido al cambio de Revisor Fiscal para la vigencia del año 2012 y con el fin de hacer comparables
los estados financieros (2012 Versus 2011), el Revisor Fiscal solicitó la desagregación tanto en el
activo como en el pasivo de las partidas correspondientes a las cuentas de ADD para el año 2011
(en los estados financieros de dicho año, que fueron dictaminados por el revisor fiscal anterior,
dichas cuentas estaban compensadas y sólo se mostraba su saldo en el pasivo). Esta clasificación
no tiene impacto alguno en las cuentas e información que se presenta en los estados financieros
por parte de la compañía.
A continuación presentamos los aspectos relevantes del análisis del Activo:
•
En las cuentas Efectivo, se observó una disminución por $2.251 millones, es decir el 49%, este
cambio se explica principalmente por dos sucesos: el primero por la utilización de recursos de
inversiones financieras (representadas en bonos ordinarios) que EEC tenía constituidas con sus
excedentes de liquidez y el segundo suceso obedece a la utilización de dineros que se tenían
en fiducias para destinación específica como obras de electrificación rural (recursos del FAER y
convenios interadministrativos con el Departamento de Cundinamarca).
•
En el rubro de Deudores a corto plazo, se observó un incremento por $3.023 millones (5,4%)
producto de la vinculación de nuevos clientes residenciales de los estratos 1, 2 y 3
principalmente; además durante este mismo periodo se obtuvieron mayores ingresos por
venta de energía debidos a la vinculación de estos usuarios los cuales a su vez aumentaron el
consumo promedio de EEC.
Por otra parte EEC ha logrado una mejor gestión de cobro, dado que se ha normalizado la
cartera morosa por medio de financiaciones; durante el segundo semestre del año 2012, el
indicador de recaudo se ha mantenido entre 100,05% y 101,45% reflejando una recuperación
de las deudas vencidas de los períodos anteriores.
Los inventarios presentaron una disminución de $2.670 millones (36%) explicado
principalmente por la ejecución y terminación de proyectos de inversión, así como el
mantenimiento de los activos.
•
Propiedad Planta y Equipo, se observa un incremento por $50.768 millones (39,5%); el cambio
más importante en este grupo se da por el incremento en el rubro de Redes, Líneas y Cables
por $34.864 millones (26,4%) como resultado de la ejecución del plan de inversión. A
continuación presentamos un detalle de las variaciones de este rubro:
Expresado en miles de pesos colombianos
Prop iedad, Planta y Equip o
Año 2011
Año 2012
Variación $
Variacion %
Terrenos
2.727.461
3.753.835
1.026.374
38%
Construcciones en Curso
8.258.120
18.425.259
10.167.139
123%
Maquinaria, Planta y Equipo en Montaje
1.467.727
5.527.907
4.060.180
277%
378.530
371.759
(6.771)
6.819.554
9.253.051
2.433.497
Propiedad Planta y Equipo no Explotados
Edificaciones
Plantas, Ductos y Tuneles
-2%
36%
34.912.407
37.442.146
2.529.739
132.171.762
167.035.547
34.863.785
Maquinaria y Equipo
2.319.425
2.308.705
(10.720)
Muebles, Enseres y Equipos de Oficina
4.403.999
3.731.181
(672.818)
Equipos de Com unicación
5.501.339
6.824.913
1.323.574
24%
2.073.204
906.911
(1.166.293)
-56%
(72.163.635)
(76.015.253)
(3.851.618)
(239.223)
(166.807)
Redes, Líneas y Cables
Equipo de Transporte, Tracción y Elevac.
Depreciación Acum ulada
Provision para Proteccion de PPyE
Total Prop iedad Planta y Equip o
128.630.670
179.399.154
0%
-15%
5%
72.416
-30%
50.768.484
39%
Fuente: Estados Financieros 2012. División de Contabilidad, Impuestos y Control,
21
7%
26%
Por otra parte EEC presentó un incremento de $10.167 millones en el rubro de construcciones
en curso como parte de remodelación y ampliación de circuitos de distribución de medida de
tensión y normalización de líneas.
•
Entre el período de diciembre de 2011 y diciembre de 2012, las valorizaciones disminuyeron
en $2.276 millones, 1% frente al año anterior, lo cual resulta de la comparación entre el valor
del avaluó técnico y valor neto de los activos fijos.
•
En el año 2012, se observa un incremento de los activos totales de EEC por $56.254 millones
(11,7%), principalmente por la ejecución de más del 95% del plan de inversión que incluye
aspectos de carácter técnico (Calidad del servicio, requisitos legales, nueva demanda), de TI
(Sistemas Comerciales), aprovisionamiento entre otros.
Pasivo y Patrimonio
La estructura del pasivo total de EEC se mantiene estable a diciembre de 2012 en comparación con
diciembre de 2011, las mayores obligaciones son de corto plazo y están en el pasivo corriente por
$126.632 millones (68% del pasivo total), donde sobresalen los rubros de cuentas por pagar a corto
plazo por $42.303 millones (23% del pasivo total) y obligaciones financieras por $38.462 millones
(21% del pasivo total).
Por otra parte, la Estructura Patrimonial entre el año 2011 y 2012 no ha sufrido cambios
importantes. No obstante, el crecimiento del patrimonio al pasar de $322.023 millones a $349.760
millones, se explica principalmente por un incremento en la reserva legal por $ 3.068 millones
debido a que EEC debe transferir como mínimo el 10% de la utilidad del año a una reserva legal
hasta que sea igual al 50% del capital suscrito, así como la acumulación de la utilidad del ejercicio
del año 2011, dado que no se hizo una repartición de dividendos a los accionistas.
Empresa de Energia de Cundinamarca S.A. E.S.P.
Balance Generale
Pasivos
Pasivo Corriente
Obligaciones Financieras CP
Cuentas por Pagar y Proveedores
Obligaciones Laborales CP
Im puesto, Tasas y Gravam enes
Provisiones y Pasivos Estim ado
Pensiones de Jubilacion
Otros Pasivos
Total Pasivo Corriente
Diciemb re
2009
%
0
69.620.938
5.346.281
13.820.615
7.037.674
6.622.025
2.707.922
0%
44%
3%
Diciemb re
2010
%
Octub re 2011
%
4%
4%
2%
2.000.646
57.980.305
4.791.718
14.280.088
7.454.137
6.671.163
12.425.143
1%
37%
3%
9%
5%
4%
8%
38.461.810
42.302.835
4.428.851
15.475.747
8.165.984
6.459.714
11.336.960
21%
23%
2%
8%
4%
3%
6%
105.155.455
67%
105.603.200
67%
126.631.901
68%
0
0%
2.495.188
2%
1.247.594
1%
2.705.662
49.238.167
2%
31%
1.704.375
48.154.802
1%
30%
2.768.736
55.826.386
1%
30%
Variacion $ Dic 09 - Variacion $ Dic 10
10
- Oct 11
2.000.646
(11.640.633)
(554.563)
459.473
416.463
49.138
9.717.221
447.745
36.461.164
(15.677.470)
(362.867)
1.195.659
711.847
(211.449)
(1.088.183)
21.028.701
Pasivo No Corriente
Im puesto Patrim onio
Pasivos Estim ados y Provisiones
Pensiones de Jubilacion
Total Pasivo No Corriente
2.495.188
(1.247.594)
(1.001.287)
(1.083.365)
1.064.361
7.671.584
51.943.829
33%
52.354.365
33%
59.842.716
32%
410.536
7.488.351
Total Pasivos
157.099.284
100%
157.957.565
100%
186.474.617
100%
858.281
28.517.052
Patrimonio
Capital Suscrito y Pagado
Reservas
Resultado del Ejercicio
Resultado de Ejercicios Anteriores
Superávit por Donaciones
Superávit por Valorizaciones
Efecto de Saneam iento Contable
39.699.634
15.294.470
43.722.735
(37.859.236)
3.479.659
230.825.476
(12.348.893)
14%
5%
15%
-13%
1%
82%
-4%
39.699.633
19.666.743
30.678.444
1.491.226
3.479.659
239.357.030
(12.348.894)
12%
6%
10%
0%
1%
74%
-4%
39.699.633
22.734.587
30.012.407
29.101.826
3.479.659
237.081.466
(12.348.894)
11%
7%
9%
8%
1%
68%
-4%
100%
322.023.841
100%
349.760.684
100%
Total Patrimonio
Pasivo + Patrimonio
282.813.845
439.913.129
479.981.406
536.235.301
(1)
4.372.273
(13.044.291)
39.350.462
0
8.531.554
(1)
39.209.996
27.736.843
40.068.277
56.253.895
Fuente: Estados Financieros 2011 y 2012, División de Contabilidad, Impuestos y Control.
22
0
3.067.844
(666.037)
27.610.600
0
(2.275.564)
0
A continuación presentamos los aspectos relevantes del análisis del Pasivo y Patrimonio:
•
Obligaciones Financieras de Corto Plazo: Incremento significativo al 31 de diciembre de 2012,
dado que EEC adquirió un crédito a corto plazo con el Banco Agrario de Colombia por $20.016
millones y con el Banco Av Villas por $18.446 millones, debido a que en la última semana de
diciembre se programaron pagos al final del mes.
•
Las Cuentas por Pagar a Corto Plazo, tienen una reducción de $15.677 millones, equivalente al
27% respecto del año 2011, el principal cambio en esta cuenta se origina por transacciones
entre compañías vinculadas y partes relacionadas con Codensa S.A. y Emgesa.
Cuentas p or Pagar
Año 2011
Año 2012
Codensa
1.433.641
20.841.696
Em gesa
900.007
1.150.162
2.333.648
21.991.858
Total CxP Comp añias Vinculadas
Fuente: Estados Financieros 2011 y 2012, División de Contabilidad, Impuestos y Control.
Por otra parte, se observó un incrementó en las cuentas por pagar por adquisición de bienes y
servicios nacionales, producto de unas mayores compras de energía debido al crecimiento del
5,5% en la demanda de energía del sector residencial, al pasar de 290 GWh en el año 2011 a
306 Gwh en el año 2012; el sector comercial pasó de 86,2GWh a 99,5 GWh.
Los resultados del nivel de endeudamiento de EEC muestran una posición del servicio de
deuda estable apoyado en niveles de endeudamiento controlados y acordes con las estrategias
financieras del negocio, reflejo de ello es que EEC ha mantenido su razón de endeudamiento
durante los 3 últimos años.
Concentración de la Deuda
34,8%
32,9%
35,7%
Endeudamiento Total
Clasificación de la Deuda
•
Endeudamiento
Financiero
0,4%
-
Deuda a Capital
0,6%
7,2%
11,0%
11,2%
10,9%
11,8%
Endeudamiento LP
2012
2011
23,6%
22,0%
23,9%
Endeudamiento CP
-
10%
20%
2010
30%
40%
Índice de Endeudamiento (%)
2010
Concentración de la Deuda
2011
2012
Endeudam iento a Corto Plazo
23,90%
22,00%
23,61%
Endeudam iento a Largo Plazo
11,81%
10,91%
11,16%
Indice de Deuda a Capital
0,00%
0,62%
11,00%
Endeudam iento Financiero
0,00%
0,42%
7,17%
35,71%
32,91%
34,77%
Endeudamiento Total
Fuente: Estados Financieros 2012, División de Contabilidad, Impuestos y Control
23
•
Se observó una reducción en el superávit por valorización, producto del avalúo técnico de los
activos fijos presentando un incremento por $ 2.276 millones.
•
Pasivo Pensional: Durante el año 2012 se presentó un incrementó por $7.672 millones en el
pasivo pensional de EEC; producto del cálculo actuarial de acuerdo Decreto 2783 de 2001, el
acto legislativo 01 de 2005 y la sentencia C754 del 10 agosto de 2004 de la Corte
constitucional. Este cálculo tiene un efecto importante en la provisión.
2.2. Estado de Resultados
Los resultados de EEC reflejan una leve disminución de la utilidad neta de $666 millones (2.2%)
dado que la utilidad del año 2011 fue $30.678 millones frente a la utilidad que hubo en el 2012 por
$30.012 millones. Los principales cambios dentro del Estado de Resultados se originaron en los
ingresos operacionales, costos de ventas e ingresos no operacionales.
Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P.
Estados de Resultados
2010
Ingresos Operacionales
Costos de ventas
%
2011
%
2012
%
Var $ 2010-2011
Var $ 2011-2012
279.310.226
199.893.110
100%
72%
262.527.485
190.697.748
100%
73%
283.813.082
201.248.701
100%
71%
(16.782.741)
(9.195.362)
21.285.597
10.550.953
79.417.116
28%
71.829.737
27%
82.564.381
29%
(7.587.379)
10.734.644
Gastos de Administracion
45.627.163
16%
26.324.801
10%
40.104.166
14%
(19.302.362)
13.779.365
Utilidad Operacional
33.789.953
12%
45.504.936
17%
42.460.215
15%
11.714.983
(3.044.721)
Ingresos no Operacionales
Gastos no Operacionales
27.491.001
5.259.342
10%
2%
10.425.680
7.741.220
4%
3%
10.183.789
5.333.328
4%
2%
(17.065.321)
2.481.878
(241.891)
(2.407.892)
Utilidad Antes de Impuestos de Renta
56.021.612
20%
48.189.396
18%
47.310.676
17%
(7.832.216)
(878.720)
Impuestos de Renta
12.298.877
4%
17.510.952
7%
17.298.269
6%
5.212.075
(212.683)
Utilidad Neta del Ejercicio
43.722.735
16%
30.678.444
12%
30.012.407
11%
(13.044.291)
(666.037)
Utilidad Bruta
Gastos Operacionales
Fuente: Estados Financieros al 31 de diciembre de 2012, División de Contabilidad, Impuestos y Control.
La estructura de los ingresos por sector, muestran que la mayor parte de los ingresos obtenidos
por EEC provienen en un 48% ($129.312 millones) del sector residencial destacándose los estratos
1, 2 y 3 donde la vinculación de nuevos suscriptores residenciales ha sido importante (3.1%)
(6.731) para el año 2012, lo cual hace que se incrementen los ingresos operacionales de la
compañía por $10.992 millones para el año 2012.
En el sector residencial se observó un crecimiento de la demanda de energía de 5,5% al pasar de
290 GWh en el año 2011 a 306 GWh en el año 2012, además de un incrementó en la tarifa media
del año 2012 de $ 18/kWh
24
Composición de los Ingresos
Residencial
Comercial
Industrial
Oficial
Alumbrado
No Regulado
Líneas y Redes
Otros
Cargos área
Ventas bolsa
Industrial
4%
Comercial
15%
Oficial
4%
Alumbrado
3%
No Regulado
2%
Líneas y Redes
5%
Otros
3%
Residencial
46%
Cargos área
18%
Ventas bolsa
0%
Fuente: Estados Financieros al 31 de diciembre de 2012, División de Contabilidad, impuestos y Control
En un segundo lugar están los ingresos por Área de Distribución Unificada (ADD), que tienen una
participación del 18% ($50.421 millones) de los ingresos operacionales de EEC, estos cargos por
ADD corresponden a los ingresos recibidos del Operador de Red Superavitario del Área de
Distribución Oriente (a la cual pertenece EEC) y de todos los comercializadores que atienden
clientes en el mercado de este último, por concepto del subsidio cruzado a través del cual EEC
puede aplicar un cargo de distribución más bajo a los clientes que son comercializados en su
mercado.
En un tercer lugar y con una participación del 15% ($41.373 millones) de los ingresos, el sector
comercial tuvo un crecimiento del 18,5% ($6.483 millones) de los ingresos operacionales en el año
2012, ello se explica principalmente por un crecimiento del 15,4% de la demanda del sector al
pasar de 86,2 GWh en el año 2011 a 99,5 GWh en el año 2012, además de un incrementó en la
tarifa media de $14 / kWh.
El resto de los ingresos que conforman el portafolio representan el 22% del total de ingresos
obtenidos por la Compañía por $62.706 millones; estos ingresos comparando entre los años 2011
y 2012, muestran un comportamiento estable y de crecimiento vegetativo.
Al analizar en su conjunto los ingresos operacionales y los costos de distribución y comercialización
de energía eléctrica, se observó un crecimiento durante los últimos 3 años (2010 a 2012), a factor
de 2% al 10% promedio año. Los ingresos operacionales durante el año 2012 ascendieron a
$283.813 millones, el 8,1% superior al año anterior; mientras los costos alcanzaron un valor de
$201.248 millones, más del 5,5% a lo registrado en el anterior año.
25
30.000
26.253
25.000
20.000
20%
28.813
27.931
17,3%
18%
15,7%
15,0%
19.989
16%
20.125
19.070
14%
15.000
11,7%
10%
10,6%
(%)
Millones $
12%
12,1%
8%
10.000
6%
4.563
5.000
4.010
2.632
4%
2%
-
2010
2011
Costos Ventas
Margen Operacional
Margen Neto
2012
Gastos Operacionales
Fuente: Estados Financieros al 31 de diciembre de 2012, División de Contabilidad, impuestos y Control
La Utilidad Operacional de EEC durante el período de diciembre de 2011 a diciembre de 2012, tuvo
una leve caída, al pasar de $45.505 millones (17,3%) en el año 2011 a $42.460 millones (15%) en el
año 2012, ello se explica por el incremento en los Gastos Operacionales de Administración por
$13.779 millones para el año 2012, producto de mayores erogaciones de las Contribuciones
Imputados por concepto de mesadas pensionales y la actualización del Cálculo Actuarial por $7.171
millones, además de la Provisión de Deudores por $3.716 millones.
Junto con la caída del Margen Operacional; el Margen Neto de EEC también se vio afectado por el
incremento de los Gastos Operacionales, registrando leve caída del indicador de 1,1%, pasando de
11,7% en el año 2011 a 10,6% en el año 2012. No obstante, es importante indicar que el negocio
de distribución y comercialización de energía se encuentra fuertemente reglamentado y
estructurado por la CREG A continuación mencionamos las operaciones financieras más
importantes llevadas a cabo durante el año 2012:
•
•
•
•
Aumento en la facturación gracias a las mayores ventas de energía y al comportamiento de las
tarifas aplicadas (+2.4%).
Se reconoció un saldo a favor por $2.042 millones de XM (Filial de ISA) por concepto de
prepago de garantías realizadas en el año 2008.
Mejores resultados operacionales debido a: (i) el plan de ajuste operacional y administrativo y
(ii) un incremento en los ingresos por el mayor consumo de energía.
Capitalización del proyecto TREI por $1.965 millones.
Indicadores de Financieros
En las secciones de Indicadores y Referentes de la Evaluación de la Gestión (Referentes
Financieros) y de Indicadores de Clasificación por Nivel de Riesgo, los cuales reportamos a la
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios a través del SUI, incluimos nuestro análisis y
evaluación respectivos de los indicadores con base en los estados financieros transmitidos al SUI
por EEC.
26
Conclusiones
•
•
•
•
•
La EEC ha logrado una mejor gestión de cobro, dado que ha normalizado la cartera morosa por
medio de financiaciones, durante el segundo semestre del año 2012, el indicador de recaudo
se ha mantenido entre 100,05% y 101,45% reflejando una recuperación de las deudas
vencidas de los períodos anteriores.
El nivel de endeudamiento de EEC pasó en el año 2010 de 35,7% a 32,9% para el año 2011, y
respectivamente a 34,8% para el año 2012. Se observa un mejor resultado y comportamiento
del indicador de endeudamiento de la Empresa debido al cumplimiento de estrategias como:
apalancarse con recursos para financiar las operaciones actuales de la compañía y mantener la
estructura de endeudamiento con el fin de cumplir con sus obligaciones a corto y largo plazo,
sin que ello afecte el CAPEX de EEC.
El mejor resultado en los ingresos operacionales de la compañía, se debe principalmente a una
mayor cantidad de energía vendida y al comportamiento medio de las tarifas.
Los ingresos de EEC provienen de la prestación de servicios públicos regulados de los cuales
el 97% corresponde a su actividad operacional por distribución y comercialización de energía
eléctrica a los usuarios: Residencial, Comercial, Industrial, Oficial, Alumbrado Público, No
Regulados y Uso de Líneas y Redes y Cargos por Distribución. El 3% restante proviene de
otros ingresos no operacionales.
En el año 2012, la División de Contabilidad, impuestos y Control, informó a la AEGR que
durante el año no se han realizado auditorías financieras, se han ejecutado auditorías con un
enfoque a detectar debilidades y vulnerabilidades a los procesos de la compañía de acuerdo
con el plan de auditoría. No obstante, durante los últimos 2 años el Revisor Fiscal ha certificado
los estados financieros de la Compañía sin presentar algún tipo de salvedad.
Revisoría Fiscal
En el Anexo 1 damos respuesta a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios; al incluir
lo relacionado con las notas en los estados financieros del último período.
27
3. Gestión Técnica y Operativa
A continuación presentamos la Gestión Técnica y Operativa de EEC, donde revisamos sus planes
de mantenimiento, su infraestructura de redes y equipos, sus inversiones y el servicio prestado por
la Empresa en su área de operación. Los valores presentados fueron suministrados por la División
de Mantenimiento y Obras en entrevistas realizadas y revisión de documentación soporte.
3.1. Descripción de la Infraestructura
EEC tiene divididas sus operaciones en siete zonas de Cundinamarca (Cáqueza, Facatativá,
Fusagasugá, Gachetá, Girardot, La Mesa, Villeta), para lo cual dispone de las siguientes
subestaciones que hacen parte de su sistema de distribución de energía:
Número de Subestaciones por Zona
Nivel de Tensión
Subestaciones 34,5 KV
Subestaciones 115 Kv
Año
Caqueza
Facatativá
Fusagasugá
Gachetá
Girardot
La Mesa
2011
6
6
5
2
12
3
9
43
2012
6
6
5
2
12
3
9
43
1
1
2
1
1
2
2011
2012
Fuente: División de Mantenimiento y Obras
Villeta
Total
Según el Informe de Resultados Operativos del año no se construyeron subestación adicionales; no
obstante, se incluyo dentro del sistema de gestión de distribución de EEC la subestación Base
Aérea y se desconectó la Subestación Sargento de la Zona de Villeta.
La Empresa tiene dos subestaciones en 115 kV para las zonas de Facatativá y Fusagasugá y 43
subestaciones en 34,5 kV repartidas en las diferentes zonas como se muestran en la tabla anterior,
para un total de 45 subestaciones en año 2012. Actualmente EEC no cuenta con equipos de
compensación reactiva.
En las siguientes treinta y cuatro (34) fronteras que EEC tiene con cinco diferentes agentes, está
actúa como importador de energía:
Subestaciones frontera por zonas 2012
Operadores
Cáqueza
Facatativá Fusagasugá
Gachetá
Girardot La Mesa Villeta 10
Central hidroeléctrica de Caldas
S/E 13,2 KV
-
-
-
S/E 33 KV
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
1
S/E 11,4 KV
-
1
S/E 13,2 KV
2
2
-
-
-
-
-
1
1
-
-
S/E 34,5 KV
2
3
4
-
S/E 115 KV
-
1
1
1
-
-
2
1
-
-
Codensa
Compañía Energética de Tolima
S/E 13,2 KV
-
-
-
-
2
-
-
S/E 34,5 KV
-
-
-
-
5
-
-
Electrificadora del Meta
10
Incluye la zona Puerto Salgar
28
Subestaciones frontera por zonas 2012
S/E 13,2 KV
1
-
-
-
-
-
-
S/E 34,5 KV
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
6
7
6
3
7
2
3
Empresa de Energía de Boyacá
S/E 34,5 KV
Total
Actualmente las zonas de Cáqueza, Villeta y Gacheta cuentan cada una con dos operadores en las
fronteras de importación de energía; el resto de zonas solo cuentan cada una con un operador. La
zona de la Mesa cuenta con el menor número de subestaciones de frontera de importación (2),
mientras Girardot es la zona con el mayor número de subestaciones en la frontera de importación
(7).
Por su parte, en las siguientes ocho (8) fronteras que EEC tiene con dos agentes, ésta actúa como
exportador de energía:
Subestaciones en las Fronteras de Exportación por Zonas Año
Operadores
Central hidroeléctrica de Caldas
Cáqueza
Facatativá Fusagasugá
Gachetá
Villeta
S/E 33 KV
1
Codensa
S/E 13,2 KV
1
S/E 34,5 KV
1
1
S/E 115 KV
1
1
Total
2
2
1
1
1
1
2
En todas las zonas de la tabla anterior, el operador Codensa cuenta con siete (7) subestaciones de
EEC en las fronteras de exportación. Cabe destacar que EEC no exporta energía en las zonas de
Girardot y La Mesa.
Dentro de las subestaciones se ubican los siguientes transformadores de potencia. A continuación
se presenta el número de transformadores y su capacidad en MVA 11 por zona para los años 2012 y
2011.
Transformadores de Potencia
Año
Capacidad (MVA)
Número de
Transformadores
Caquezá
Facatativá
Fusagasugá
Gachetá
Girardot
La Mesa
2011
18,0
61,0
60,5
5,8
149,8
15,0
Villeta
45,0
Total
355
2012
18,0
61,0
60,5
5,8
151,3
15,0
49,5
361
2011
7
11
9
2
19
5
14
67
2012
7
11
9
2
20
5
16
70
La empresa aumentó para el año 2012 en tres (3) el número de Transformadores de Potencia. Dos
transformadores fueron asignados a la zona de Villeta, y un transformador fue asignado a la zona de
Girardot en el municipio de Agua de Dios con una capacidad de 13,2 MVA, aumentando en un
1,69% el total de la capacidad de transformación del sistema de potencia de EEC.
11
MVA: Megas Voltios Amperios
29
La Empresa cuenta con un total de 186
circuitos, de los cuales el 75% corresponde al
nivel de tensión 2, el 23% al nivel de tensión
3 y el 2% al nivel de tensión 4.
Con respecto al año 2011 la Empresa
aumentó en dos (2) los circuitos en nivel de
tensión 3 y en un (1) los circuitos en nivel de
tensión 2.
Para el año 2012 la longitud total de la red en
baja tensión es de 11.282 kilómetros, en
media tensión de 7.564 kilómetros (7.041
kilómetros en 13,2 kV y 523 en 34,5 kV) y en
alta tensión de 71 kilómetros.
Para el año 2012 aumentó en un 1,61% el
número de transformadores de distribución
debido que EEC adquirió 224 nuevos
transformadores, alcanzando un total de
14.118, los cuales están distribuidos por zonas de la siguiente manera:
Actualmente la zona de Girardot tiene el mayor número de transformadores de distribución (2.976),
de los cuales 1.405 tiene una capacidad de transformación que está entre 45 kVA y 112,5 kVA y
227 con una capacidad de transformación superior a 150 kVA. Adicionalmente la zona Cáqueza
cuenta con la mayor cantidad de transformadores (2.114) con capacidad entre 5 kVA y 37,5 kVA.
Cabe destacar que un 65,87% del total de los transformadores de distribución están ubicados en
zonas rurales y un 34,13% en zonas urbanas.
30
Por otro lado, en cuanto a los Seccionadores 12 de la Empresa a 2012, éstos aumentaron en un
17,53% (125) para la zona de Fusagasugá respecto al año anterior. En la zona de Villeta aumentaron
los seccionadores de 1.316 en el año 2011 a 1.428 para el año 2012. El total de seccionadores de
la empresa para todas las zonas pasó de 6.233 en el 2011 a 6.693 para el año 2012; lo que
representó un aumento de 460 adicionales equivalentes a un crecimiento del 7,38%.
La Empresa cuenta con 50.635 postes en media tensión distribuidos en las siete (7) zonas, de los
cuales el 71,31% son de concreto, el 27,17% de madera y el 1,52% de otros tipos de materiales.
La Empresa aumentó el número total de postes en un 2,30% con respecto al año 2011.
Con respecto a la planta de generación que EEC tiene ubicada en el municipio de Puerto Salgar,
ésta cuenta con dos compuertas radiales de 12 por 4 metros, dos generadores con capacidad de 6
MVA equivalentes a 4,8 MW; con una tecnología tipo turbina Francis de eje horizontal a 600 RPM
y 6.000 HP a 4.160 voltios, un factor de conversión de 0,6 MWh/m3 y una captación de presa en
concreto con vertero de cresta a filo de agua. La planta de generación cuenta con una subestación
elevadora de 34,5 kV.
Para el año 2012 se aumentó el nivel de generación de energía con respecto al año 2011 en un
27,6%, pasando de 18,70 GWh a 23,87 GWh, debido a las obras de mantenimiento e inversión que
EEC realizó durante el año 2012, las cuales incluyeron: la reparación de los daños en las
compuertas de la planta de generación ocasionados por los altos niveles del Rio Negro presentados
en al año 2011 y reparaciones en la bocatoma de la unidad 1 del generador.
La Gerencia Gestión de Redes de EEC tiene representado en diagramas unifilares las instalaciones
eléctricas de las zonas, en su Sistema de Gestión de Distribución –SGD-, que cuenta con un
sistema de georeferenciación de los circuitos. La zona que cuenta con el mayor número
concentrado de clientes es Girardot, a continuación como ejemplo se muestra el diagrama unifilar
correspondiente a dicha zona.
12
Seccionador: dispositivo mecánico capaz de mantener aislada una instalación eléctrica de su red
de alimentación
31
3.2. Inversiones
La Empresa cuenta con siete programas de inversión: calidad, demanda, estratégico, medio
ambiente, requisitos legales, seguridad y otros.
A continuación se detalla el comportamiento de los rubros de inversión durante el 2012, respecto
del presupuesto:
25.000
24.207
Inversiones de la Gerencia de Redes por tipo de programa
(2012)
140%
123,2%
20.000
19.656
120%
111,5%
110,2%
100,0%
$m
100%
15.000
80%
10.290
9.224
10.000
55,0%
5.853 6.259
40%
5.619
5.312
5.000
60%
53,0%
3.443
2.977
20%
-
Calidad
Seguridad Requisitos
Legales
Presupuesto
Otros
Demanda
Ejecutado
869
-
7973,9%
31
29 -
Sistemas Estratégico
Medio
Tecnicos
Ambiente
% Cumplimiento
El total de la inversión en aspectos técnicos ejecutada en el año 2012 por la Gerencia Gestión de
Redes fue de $ 47.670 millones, donde el 84,6% de la ejecución presupuestal de inversiones
estuvo representada en los programas de calidad, seguridad y de requisitos legales.
Se observa que la mayor ejecución del presupuesto de inversiones se produjo por el programa de
calidad con un 50,8% de la inversión total por $24.207 millones, mientras en el año 2011 se invirtió
$ 16.415 millones. El programa de calidad está enfocado a la remodelación de redes en 34,5 kV,
13,2 kV y centros de distribución.
Entre las actividades de remodelación más relevantes de las redes en 34,5 kV están las siguientes:
las intervenciones realizadas a los municipios de Fusagasugá, Facatativá, Gachetá, Girardot, Pacho,
Medina, Puerto Salgar y Villeta, estas intervenciones tuvieron un alcance de 44 kilómetros de red
que se encontraban en estado deficiente y representaban un riesgo para la continuidad del servicio.
Adicionalmente, se instalaron 3 km de red compacta en Girardot (circuito José María Córdoba)
En las redes de 13,2 KV en el año 2012 se mejoró la calidad del servicio, se previno la
indisponibilidad del servicio y se disminuyó el nivel de pérdidas técnicas en baja tensión,
remodelando sectores críticos, lo cual significó la intervención de alrededor de 220 kilómetros de
red, incluyendo la instalación de 3 km de red compacta en el Municipio Girardot (circuitos Flandes –
la Isla II y La Isla – Ricaurte). Adicionalmente, se intervinieron 26 centros de distribución (59,26 %
del programa de Pérdidas y 40,74% del programa de Calidad) en los municipios de Fusagasugá,
Girardot y Villeta.
32
El segundo programa que representó mayor peso en la ejecución de la inversión técnica fue la
Seguridad, donde EEC se enfocó en reducir la indisponibilidad del sistema, mediante las siguientes
intervenciones de subestaciones, transformadores de potencia y transformadores de distribución:
•
•
•
Transformadores de potencia: consistió en la reparación (en planta) de un transformador de
potencia de 10 MVA y la adecuación del transformador de potencia de 30/40MVA de la
subestación Flandes.
Subestaciones: durante el 2012 se invirtió $ 5.954 millones en subestaciones, de los cuales $
4.970 millones se invirtieron en la seguridad del sistema de distribución local (cambio de
equipos obsoletos, que requirieron levantamiento de información, estudios de suelos, diseño
de cimentaciones y modificación de esquemas de control y protecciones).
Transformadores de Distribución: se realizaron reposiciones por avería, expansión,
modernización y cambio preventivo. Se realizó la reposición de 1333 transformadores de
distribución así:
Reposición de Transformadores de Distribución 2012
Zona
Cáqueza
Cantidad
383
Facatativá
92
Fusagasugá
79
Gacheta
112
Girardot
222
La Mesa
124
Villeta
321
El programa Requisitos Legales tuvo una ejecución de $ 5.853 millones orientados al cumplimiento
de requisitos de tipo regulatorio, tales como:
•
•
•
SCADA: Instalación de equipos para la posterior conexión al SCADA en las subestaciones
Medina, Paratebueno, Japón, Caqueza, Gachetá, Puerto Libre, Puerto Salgar, Utica, Los
Mangos, dando así cumplimiento a las exigencias de la Resolución CREG 097 de 2008.
Calidad de la potencia. Instalación de 50 equipos de medida de calidad de la potencia en barras
de subestación y adquisición de 32 equipos para instalación en el año 2013.
Equipos adicionales a cabecera telemedidos, que detecten ausencia/presencia de tensión.
Cumplimiento de las resoluciones CREG 097 de 2008 y 043 de 2010. Se adquirieron e
instalaron Reconectadores.
Con respecto a la Planta de Generación Río Negro se realizaron las siguientes actividades de
inversión:
•
•
•
•
•
•
Recuperación de la compuerta radial No.2, que sufrió daños el 3 de noviembre de 2011
Reparación parcial de los azudes, corrigiendo las fugas de agua
Trabajos para la construcción de muro de protección del revestimiento del talud y parte de la
vía de acceso
Trabajos de recuperación de la vía de acceso
Se adelantó la instalación de pernos de anclaje y malla al talud colindante de la casa de
máquinas, con el fin de proteger las instalaciones
Se adelantó la reparación de la unidad 1
33
La inversión en la planta de generación creció en un 52,6% con respecto al año anterior. La
Empresa realizó una inversión de $3.443 millones, respecto a los $2.256 millones del año 2011.
3.3. Mantenimiento en Redes y Equipos
La Empresa tiene planes de mantenimiento tanto preventivo como correctivo. El plan de
mantenimiento preventivo se ejecuta para garantizar la conservación de la infraestructura eléctrica
y la continuidad del servicio de energía.
El Plan de Mantenimiento Correctivo atiende las incidencias en el sistema de distribución para
garantizar la continuidad del servicio de energía eléctrica.
El mantenimiento de las subestaciones está contratado con la empresa Cam-Seringel S.A., cuya
operación inició desde el año 2011. Las subestaciones que fueron intervenidas por mantenimiento
en el año 2012 fueron las siguientes:
Subestaciones intervenidas año 2012
Mantenimiento
Servicios Auxiliares
Subestaciones
Facatativá, Pacho, Villeta, Puerto Salgar, Balmoral, Sauces,
San Jorge, Diamante, La isla, José María Córdoba
Mantenimiento de Celdas
Sauces, Jose María Córdoba
Mantenimiento Módulos de Patio
Sauces, Muña
Mantenimiento Cables de Potencia
Japón, Paratebueno
Mejoramiento de Puestas a Tierra
La Mesa, Medina y Paratebueno.
Ampliación de la Capacidad de las Subestaciones
Apulo de 3MVA a 4,5MVA, Tibirita de 2MVA a 3MVA, Base
Aérea de 1,5MVA a 2MVA y disminución de la capacidad
instalada en la Salada de 3MVA a 1,5MVA.
Dentro de las actividades realizadas a las subestaciones se encuentran las siguientes:
•
•
•
•
Mantenimiento de servicio auxiliares (baterías de respaldo)
Mantenimiento de celdas (pruebas de apertura y cierre, pruebas de protecciones, revisión de
cableado, limpieza de contactos)
Mantenimiento de módulo de línea (pruebas de apertura y cierre, pruebas de protecciones,
revisión de cableado, limpieza de contactos)
Mantenimiento de tramos de cable de potencia (cambio de terminales, pruebas eléctricas)
La ejecución del mantenimiento de los equipos de subestaciones fue del 88,2%, ya que se
realizaron 15 de los 17 mantenimientos planeados. Dos mantenimientos no se realizaron, debido
que no se contaba con el cable requerido según lo programado, éste se obtuvo a finales del mes
de diciembre de 2012. El costo total del mantenimiento de los equipos de subestaciones fue de
$103.098.930.
Los transformadores de potencia hacen parte de las subestaciones, y sobre éstos se tiene un plan
de mantenimiento preventivo, el cual se realiza con base en diagnósticos fisicoquímicos y
cromatográficos previamente realizados y teniendo en cuenta los transformadores no intervenidos
el año anterior.
34
La ejecución del mantenimiento de los transformadores de potencia en el año fue la siguiente:
Transformadores intervenidos año 2012
No Transformador
1 Mantenimiento Trafo 1.5 MVA
2 Mantenimiento Trafo 2 MVA
4 Mantenimiento Trafo 1.5 Mva
5 Mantenimiento Trafo 30/40 MVA
7 Mantenimiento Trafo 6/7.5 MVA
8 Mantenimiento Trafo De Potencia 8/10 MVA
9 Mantenimiento Trafo 1.5 MVA Reserva
11 Mantenimiento Trafo 1.5 MVA
Subestación
Japon
Medina
Choachi
Fomeque
Sauces
San Jorge
Balmoral
Diamante
Apulo
Salitre
Base Aerea
Utica
Zona
Caquezá
Caquezá
Caquezá
Caquezá
Fusagasugá
Fusagasugá
Fusagasugá
Girardot
La Mesa
Gacheta
Villeta
Villeta
Valor cancelado
11.993.615
7.691.615
12.372.408
4.913.753
28.193.881
9.871.326
13.287.241
16.951.988
7.905.615
8.251.428
4.650.000
7.914.673
Se ejecutó el mantenimiento en sitio a 12 transformadores de potencia con un costo total de
$133.997.543, éste incluyó mantenimiento a pasa tapas de alta y baja tensión, protecciones, relés
Bucholtz, válvula de alivio, sistema des-humectador de SÍlíca, ventiladores, cuba, radiadores,
tanque de expansión y corrección de fugas, suministro e instalación de sellos. Adicionalmente se
realizaron las siguientes pruebas de mantenimiento preventivo:
•
•
•
•
Pruebas eléctricas iniciales y finales
Prueba indicador de nivel de aceite
Prueba en los ventiladores y gabinete
Tratamiento por termo-vacío del aceite
El porcentaje de ejecución del Plan de Mantenimiento Preventivo para transformadores de potencia
fue 92,3%, de los 13 mantenimientos programados, no se realizó el mantenimiento al
transformador 30/40 MVA de la subestación de Facatativá, debido a que se proyectó realizarlo en
el año 2013, por su relación con la ejecución programada
del proyecto de inversión
“Desenergización del transformador” en el 2013.
La Empresa cuenta con los proveedores de servicios DELTEC y CENERCOL, para la ejecución de
trabajos de mantenimiento correctivo en los circuitos de la misma. Para el año 2012 se decidió
cambiar al contratista COOPSER por CENERCOL, a razón de continuos incumplimientos a la norma
de seguridad industrial que se materializó en el accidente fatal ocurrido el 22 de junio de 2012,
motivo por el cual el 6 de julio de 2012 se suscribió un acta de terminación anticipada del contrato
No. 5800009648 suscrito con COOPSER.
El mantenimiento correctivo y preventivo de la infraestructura eléctrica incluyó la normalización y
cambio de postes de media y baja tensión, cambio de estructuras y crucetas, normalización y/o
cambio de protecciones como se describe a continuación:
Mantenimiento Estructura Eléctrica 2012
Elemento
Correctivo
Preventivo
Estructuras
812
154
Protecciones
11.328
741
Postes baja tensión
672
184
Postes media tensión
283
117
Actualmente EEC cuenta con un total de 186 circuitos, de los cuales se programaron 70 para
mantenimiento preventivo en el año 2012, priorizando (se les organizó en un ranking para ordenar la
programación de su mantenimiento) aquellos con mayores incidencias durante el año 2011.El plan
35
de mantenimiento preventivo de circuitos tuvo una ejecución del 92,9%, superando el porcentaje
de ejecución del año 2011 que fue del 84%, reflejándose el compromiso de la EEC en mejorar la
calidad del suministro,
El porcentaje de circuitos intervenidos por zona en
el año 2012 fue el siguiente:
Cáqueza
8%
La Mesa
8%
La mayor intervención en mantenimiento de
circuitos fue en las zonas de Girardot, Fusagasugá,
Gacheta y Facatativá.
Girardot
25%
Villeta
10%
Fusagasugá
18%
Facatativá
15%
Gacheta
16%
Se observó que las zonas de Fusagasugá y Gacheta
duplicaron las intervenciones en el 2012 respecto al
año
anterior,
principalmente
por
mayores
incidencias en los transformadores de distribución y
objetos que interfieren sobre la red; mientras en las
zonas de Facatativá y Villeta, disminuyeron en un
42% y 29%, respectivamente en comparación con
el año 2011.
La operación de mantenimiento de los circuitos de
las zonas Girardot, Caqueza, Fusagasugá y La Mesa, es ejecutada por CENERCOL y para las zonas
de Facatativá, Gachetá y Villeta lo realiza DELTEC.
En el transcurso del año 2012 se presentaron 22 reincidencias de fallas en los circuitos de EEC, por
defectos en interruptores, conectores y cortacircuitos, de los cuales 3 se presentaron en la zona de
Girardot, 2 en Fusagasugá, 3 en Gacheta, 3 en Facatativá, 6 en La Mesa y 5 en la zona de Caqueza.
El costo de los mantenimientos preventivos y correctivos ejecutados es el siguiente:
Ejecución Mantenimientos
($millones)
12.000
9.893
10.000
$m
8.122
8.000
6.000
4.467
4.000
2.541
2.000
2011
2012
Mantenimiento Preventivo
Mantenimiento Correctivo
El costo del mantenimiento preventivo disminuyó un 43,1% respecto al año anterior, por la
reducción de adecuaciones de líneas aéreas de baja y media tensión; sin embargo, para el año
2012, el mantenimiento correctivo aumentó un 21,8% con respecto al año anterior, porque se
registraron mayores reparaciones de líneas aéreas de baja y media tensión.
36
Con respecto al mantenimiento en la Planta de Generación de Río Negro se realizaron las
siguientes actividades:
•
•
•
Actividades en la Casa de Máquinas: revisión e inspección del rodete de la uUnidad No.2 y de
las válvulas mariposa, mantenimiento preventivo de los transformadores de potencia, de los
codos de alivio de las unidades (No.1 y No.2), del codo de evacuación tintas penetrantes al
rodete y mantenimiento preventivo a la subestación interior incluyendo los interruptores de
subestación e interruptores de las unidades, así como también mantenimiento al sistema de
corriente continua. El costo de la ejecución del mantenimiento de la Planta de Generación Rio
Negro fue de $222 millones en el 2012, mientras que en el año 2011 fue de $380,1 millones de
pesos.
Actividades en la Bocatoma: mantenimiento general de las compuertas radiales, limpieza de
rejillas, inspección del funcionamiento de los reductores, revisión eléctrica a motores de los
reductores, contactos de puente grúa y engrase de cadenas.
Actividades de mantenimiento en el desarenador: mantenimiento preventivo de la compuerta
radial, de la compuerta vagón, del sistema de purgas del desarenador, limpieza de rejillas
extracción de arena y gravilla, limpieza de sala de operaciones, revisión de las válvulas de purga
y revisión de panelas del desarenador
La generación se vio influida, por los siguientes eventos más relevantes:
•
•
•
•
Daños en la compuerta radial No. 2, que solamente pudieron ser reparados marzo de 2012,
debido a los altos niveles del Río Negro.
Reparación de la unidad No.1, que requirió parar la máquina entre los meses de julio y
diciembre de 2012.
Fuga de agua por los azudes de las compuertas de bocatoma, que afectó, entre abril y julio, la
operatividad para la captación del agua requerida para la generación.
Cambios importantes en el caudal del Río Negro (crecientes y estiaje - nivel de caudal mínimo)
que no permitió la normal operación de la planta entre el 15 de julio y el 15 de octubre de 2012.
3.4. Confiabilidad
Para garantizar la continuidad del servicio de energía la Empresa cuenta con activos de reserva en
caso de fallas y respaldo en los circuitos para suplir la demanda. Entre ellos se encuentran los
siguientes transformadores de reserva:
Número de activos de reserva 2012
No Activo de reserva
Subestación
1
Transformador
Balmoral
Marca
SIEMENS
MVA
6/7.5
Nivel de Tensión (kv)
34.5
2
34.5
2
Transformador
Gacheta
FBM
3
Transformador
Facatativá
TYF
3
34.5
4
Transformador
Facatativá
TPL
1,5
34.5
5
Transformador
Facatativá
MAGNETRON
1,5
34.5
6
Transformador
Facatativá
FYR
1,25
34.5
7
Transformador
Sauces
SIEMENS
1,5
34.5
8
Transformador
Flandes
ALSTOM SAVOINCIENNE
30/40
115
9
Transformador
Planta generación
SIEMENS
1,5
34.5
10
Transformador
Planta TRACOL
SIEMENS
3
34.5
11
Transformador
Planta TRACOL
JHEMON
10
34.5
37
La Empresa cuenta con seis (6) transformadores disponibles en caso de reparaciones, cuatro (4)
para maniobras de operación y un transformador para realizar mantenimientos en la planta de
generación.
Adicionalmente EEC cuenta con cinco (5) interruptores de reserva para aumentar su nivel de
confiabilidad, tres (3) de ellos son nuevos y están localizados en el almacén general ubicado en la
zona de Facatativá, otro interruptor está localizado en la subestación de Villeta y el último está
ubicado en la subestación Los Mangos.
La Empresa tiene como mecanismo de respaldo para suplir la demanda en los circuitos de nivel de
tensión 4, el circuito Muña – Sauces 407141 de la zona de Fusagasugá que consta de: un cableado
ACSR 266 MCM de 28 Kilómetros de longitud, 94 estructuras, una demanda promedio de 15 MW
y un flujo de corriente de 80 a 100 Amperios; el circuito suple el 40% de la demanda de la zona, a
través de una suplencia de circuitos de 13.2kV y 34.5 kV de propiedad de Codensa. Además en la
zona de Fusagasugá, la EEC remodeló el tramo Muña - Cryogas de 34.5 kV y cerró el circuito
Cryogas - Sauces con el fin de tener suplencia adicional en el futuro.
Sin embargo, los siguientes circuitos no tienen mecanismos de respaldo en el nivel de tensión 4:
El circuito Balsillas – Facatativá; con entrada de 115 kV, longitud de 660 metros y demanda
promedio de 43 MVA con circuito principal perteneciente a Codensa, y el circuito Facatativá –
Villeta; con salida de 115 kV, longitud de 660 metros y demanda promedio de 24 MVA, con
derivación de entrada y de salida a la subestación de EEC en la zona Facatativá.
El circuito La Dorada (CHEC) – Ecopetrol Guaduero; ubicado en la zona de Villeta, que consta
de una longitud de 42,15 kilómetros, 145 estructuras, con una demanda promedio de 2,5 MVA,
una capacidad instalada de un transformador de 5 MVA y cuyo circuito solo da servicio al
cliente Ecopetrol.
•
•
3.5. Calidad de Servicio
La Empresa utiliza los indicadores que miden la duración y la interrupción de servicios de energía
que se presentan durante el año. Durante el año 2012 mantuvo como referencia el cálculo de los
indicadores DES (Duración Equivalente de las interrupciones del Servicio) y FES (Frecuencia
Equivalente de las Interrupciones del Servicio) para monitorear la continuidad del servicio. A
continuación se muestra el comportamiento de los diferentes indicadores durante los años 2011 y
2012:
400,00
350,00
Comportamiento mensual indicador DES
350,00
300,00
Número de veces
250,00
250,00
Horas
Comportamiento mensual indicador FES
300,00
200,00
150,00
200,00
150,00
100,00
100,00
50,00
50,00
0,00
0,00
DES 2011
FES 2011
DES 2012
38
FES 2012
En abril y octubre del año 2012, se presentaron los mayores niveles en los indicadores DES y FES,
las principales causas fueron: descargas atmosféricas, individuos arbóreos, continuo suministro de
los Operadores de Red interconectados y las maniobras de inversión que EEC realizó sobre la red.
El indicador DES creció en el año 2012 respecto al año 2011., El promedio mensual del indicador
fue de 220 horas mientras para el año 2011 fue de 208,4 horas. Para el indicador FES el promedio
mensual disminuyó un 16,4%, pasando de 238 veces promedio mensual en el año 2011 a 199
veces promedio mensual en el año 2012.
Indicador DES por Zona para el año 2012:
Indicador DES por zona 2012
(horas, % participación)
La Mesa, 174 , 7%
Villeta, 439 , 17%
Facatativá, 342 ,
13%
Girardot, 466 , 18%
Fusagasugá,
169 , 6%
Cáqueza, 800 , 30%
La zona con mayor índice DES en el año 2012 fue
Cáqueza con 800 horas de interrupciones, seguida de la
zona de Girardot con 466 horas de interrupciones en el
servicio. Para el año 2011 la zona de Girardot tenía el
mayor número de horas de interrupciones; no obstante,
para el año 2012, disminuyó en un 16%.
Cabe destacar que las zonas de La Mesa y Gacheta,
disminuyeron en más del 100% 13 su tiempo de
interrupciones respecto al año anterior; sin embargo, la
zona de Cáqueza aumentó en un 84% para el año 2012
(669 horas) el tiempo de interrupción del servicio.
Gachetá,
252 , 9%
Con respecto al los indicadores IRAD 14, este comenzó a
ser la referencia regulatoria para medir la calidad del
servicio a mediados del año 2011 de acuerdo con la
resolución 018 de 2012. El ITAD 15 muestra el siguiente comportamiento trimestral:
Indicadores IRAD y ITAD 2012
0,01
0,01
0,01
0,01
0,00
0,00
0,00
Trimestre 1
Trimestre 2
ITAD N1
Trimestre 3
ITAD N2 - N3
IRAD N1
Tremestre 4
IRAD N2 - N3
13 La Mesa de 351 hrs; 2011 y 173 hrs; 2012 y Gacheta de 619 hrs; 2011 y 252 hrs; 2012.
14 IRAD: Índice Trimestral de Referencia Agrupado de Discontinuidad
15 ITAD: Índice Trimestral Agrupado de Discontinuidad
39
En los cuartos trimestres del año 2012, los ITAD N1 (nivel de tensión 1) de EEC, están por encima
del Índice de Referencia IRAD N1. Comentarios realizados por la Gerencia de Mantenimiento de la
EEC, consideran que el IRAD N1 propuesto por la CREG no refleja la realidad del SDL que tiene
EEC.
El ITAD N2 - N3 de EEC para los cuatro trimestre está por debajo del índice de referencia IRAD N1
– N3.
La Empresa inició con el esquema de calidad definido en la resolución CREG 097 de 2008 el 1 de
julio de 2011, cumpliendo con la metodología establecida por el regulador.
3.6. Cumplimiento de la Certificación RETIE
En el año 2012, EEC ejecutó los siguientes proyectos energizados 16 propios y con terceros:
Número de Proyectos Energizados 2012
Proyectos Propios
Proyectos terceros
Villeta
Zona
0
6
Girardot
1
13
Fusagasugá
0
11
La Mesa
0
13
Facatativá
1
11
Cáqueza
0
1
Gachetá
0
Fuente: División de Planeación e Ingeniería
1
Actualmente todos los proyectos energizados tienen el certificado RETIE 17, cabe destacar que
ECC tiene como requisito obtener el cumplimiento del RETIE desde el inicio hasta la culminación
de los proyectos, tanto propios como con terceros. El valor total de los proyectos propios en las
zonas de Girardot y Facatativá fue de $57.165.651($21.832.983 y $35.332.668). Los proyectos de
energizados ejecutados por terceros no representan inversión para la empresa.
3.7. Calidad de la Potencia
Para el 2012 EEC realizó mediciones de calidad de la potencia empleando equipos llamados Scan
Power + i, los cuales miden la oscilación que tiene la distribución de la energía hacia sus clientes,
estableciendo si dichas oscilaciones están fuera del rango permitido. Se observó que la EEC realizó
un contrato de medida y reporte de calidad de la potencia con el Centro Internacional de Física
(CIF) de la Universidad Nacional, el cual envía informes a la CREG con los valores de las
desviaciones de la tensión instantánea con respecto a su forma y frecuencia estándar, para
controlar el efecto de las desviaciones que pueden causar daños y perjuicios a los equipos u otros
sistemas eléctricos de los usuarios, de acuerdo con la regulación vigente.
El equipo analizador cuenta con 8 canales análogos de entrada (4 corriente, 3 voltajes, 1 de
propósito general), una frecuencia de entrada de 60 Hz, frecuencia de muestreo 6,00 kHz por canal,
16 Consiste en conectar un usuario ó lugar a la red de EEC, para energizar los predios, obras ó lugares donde se requiere
llegar el fluido eléctrico.
17
Certificado que otorga el cumplimiento del reglamento técnico de instalaciones eléctricas para los proyectos en curso.
40
calcula y almacena información detallada de armónicos de voltaje y de corriente de 50 primeros
armónicos por cada segundo.
3.8. Pago de Compensaciones
El Pago de Compensaciones se realiza a causa de interrupciones en la disponibilidad del servicio de
distribución de energía eléctrica. Las compensaciones que realizó EEC para el año 2012 fueron de
$71.056.171 producto de interrupciones que se presentaron dadas las siguientes causas:
Fuente: Informe IRO (Informe de resultados operativos)
Para el año 2012 se presentó una disminución del 94% ($1.123 millones) en el pago de
compensaciones con respecto al año 2011, debido a que por la aplicación de la metodología
definida en la resolución CREG 97 de 2008, a partir deL 1 de abril de 2011, EEC es exonerada de
compensar cliente a cliente, debido a que por estar por debajo del nivel de referencia en calidad, el
cargo de distribución se ve reducido en un valor llamado Delta Dt que se aplica a todo los clientes
que no son compensados.
3.9. Tiempo Medio de Atención de Emergencia
Para el año 2012 la empresa tenía como objetivo lograr un tiempo de atención de emergencia de
5,97 horas no obstante, el tiempo alcanzado fue de 6,09 horas. El Tiempo Medio de Atención de
Emergencia (TMAE), resulta de la suma de los tiempos de despacho, traslado, localización y
normalización. A continuación se muestra la gestión del indicador TMAE de la EEC del año 2011 y
2012:
Indicador TMAE año 2011 – 2012 (Horas)
Tiempo
2011
2012
Variación (%)
Tiempo de Despacho
0,13
0,10
-23%
Tiempo de Traslado
3,42
4,17
22%
Tiempo de Localización
0,22
0,15
-32%
Tiempo de Normalización
2,22
1,67
-25%
TMAE
5,99
6,09
2%
41
Se observa que los tiempos de despacho, localización y normalización lograron una disminución
mayor del 23% con respecto al año 2011, no obstante, el tiempo de traslado aumentó en un 22%
afectando el indicador TMAE con un aumento del 2% con respecto al año 2011. Se observaron
mayores tiempos de traslado para abril y octubre en las zonas de Gachetá y Cáqueza con el 27,3%
(5,66 horas) y 23,6% (4,9 horas) respectivamente, debido en gran medida a las lluvias que
deterioraron el estado de las vías y con ello se incrementaron los tiempos de traslado.
Conclusiones
•
•
•
•
•
•
•
•
EEC incrementó sus activos de operación (transformadores de potencia, circuitos,
transformadores de distribución, seccionadores, entre otros), favoreciendo la disponibilidad del
servicio de energía eléctrica.
La planta de generación de energía de RÍo Negro aumentó su generación en el año 2012 a
23,87 GWh de 18,70 GWh en el año 2011, debido a las reparaciones e inversiones ejecutadas
para su puesta a punto.
Del total de inversiones, el programa de Calidad (inversiones) representó el mayor porcentaje
de participación (50,8%) con remodelaciones a los activos operativos por un valor de $24.207
millones. El valor total de las inversiones del año 2012 fue de $47.670 millones con una
ejecución del 101,6% del presupuesto, mientras que en el año 2011 fue de $29.524 millones
con una ejecución del 96,6% del presupuesto.
La Empresa cuenta con planes de Mantenimiento Preventivo y Correctivo representando el
20,4% y 79,6%, respectivamente, del total de los costos de mantenimiento, garantizando la
continuidad y calidad del servicio de energía eléctrica.
La Empresa decidió cambiar al contratista de mantenimiento de redes COOPSER por
CENERCOL a razón de continuos incumplimientos a la norma de seguridad industrial que se
materializó en un accidente fatal ocurrido en junio.
En el año 2012 se ejecutó el 92,9% del Plan de Mantenimiento de los Circuitos de EEC,
superando el porcentaje del año 2011 que fue del 84%.
El indicador ITAD de nivel de tensión 2 y 3 estuvo por debajo del indicador de referencia, pero
el ITAD para el nivel de tensión 1 estuvo por encima, ya que la referencia no refleja la realidad
de la calidad del servicio en el Sistema de EEC.
EEC reportó mediciones periódicas de calidad de la potencia a la CREG para mantener con el
cumplimiento de una adecuada gestión técnica del servicio.
42
4. Gestión Comercial
En ésta parte se analizará la gestión de los principales aspectos comerciales de EEC, cumpliendo
con lo establecido en la Resolución 12295 de la SSPD.
Éste análisis comprende el período de enero a diciembre de 2012, donde se incluyen los siguientes
elementos de análisis: evolución en el número de suscriptores, número de empleados, consumos,
facturación, gestión de cartera, análisis tarifario, exposición a la Bolsa de energía, energía vendida
en bolsa, restricciones, subsidios y contribuciones, pérdidas de energía, atención al cliente y nivel
de satisfacción de los usuarios.
4.1. Evolución en el Número de Suscriptores
Al corte del 31 de diciembre de 2012, EEC cuenta con un total de 255.196 usuarios del servicio de
energía eléctrica, el cual está distribuido de la siguiente forma:
Sector
Estrato 1
N° Clientes 2011 N° Clientes 2012 Nuevos Clientes % Nuevos Clientes
35.945
37.554
1.609
4,48%
Estrato 2
111.137
114.450
3.313
2,98%
Estrato 3
52.445
53.662
1.217
2,32%
Estrato 4
18.469
19.012
543
2,94%
Estrato 5
2.870
2.957
87
3,03%
1,28%
Estrato 6
Total Residencial
Com ercial
1.717
1.739
22
222.583
229.374
6.791
3,05%
19.546
21.146
1.600
8,19%
0,16%
Industrial
1.912
1.915
3
Oficial
2.922
2.682
0
0,00%
72
71
0
0,00%
Alum brado Público
No Regulado
Total de Usuarios
7
8
1
14,29%
247.042
255.196
8.154
3,30%
Fuente: Informe IGE años 2011 y 2012
Como se observa en el cuadro anterior, los usuarios del sector residencial son los usuarios de
mayor participación con un 89,88% del servicio de energía eléctrica, en un segundo lugar y
sumando el restante de los sectores que está distribuido en: comercial, industrial, oficial,
alumbrado público y no regulado, obtienen una participación consolidada del 10,12%, siendo el
sector comercial el más representativo con 21.146 usuarios del servicio.
Durante el 2012, se observó un crecimiento de 6.791 (3.1%) clientes nuevos conectados al
servicios de energía eléctrica en el sector residencial; donde se destaca el estrato 2 con un
crecimiento de 3.313 (3%), y el estrato 1 con 1.609 (4,5%) usuarios nuevos conectados al servicio.
Los estratos 5 y 6 presentan un crecimiento vegetativo. De igual forma, según información
comercial suministrada, la siguiente es la participación de consumo a nivel de estratos.
43
Venta de Energia Sector Residencial
Nuevos Clientes 2011 a 2012
140.000
250.000
23.056(*)
200.000
23.708(*)
31.704
30.234
120.000
53.662
52.445
150.000
32.240
114.450
111.137
100.000
$ Millones
Cantidad de Clientes
100.000
29.266
80.000
60.000
30.130
29.102
40.000
50.000
37.554
35.945
-
2011
(*) £ Estratos 4, 5 y 6.
Estrato 1
Estrato 4
34.546
29.321
20.000
2011
2012
Estrato 2
Estrato 5
Estrato 3
Estrato 6
4to Trimestre
3er Trimestre
2012
2do Trimestre
1er Trimestre
Fuente: Informe IRO años 2011 y 2012
Incluyendo la entrada de nuevos usuarios residenciales durante el año 2012, EEC alcanzó ventas de
energía por $128.620 millones en dicho segmento, de igual forma la estructura de los ingresos por
estrato creció a un 9,07% respecto al 2011. Los estratos 1, 2 y 3 continúan subiendo su
participación.
4.2. Número de empleados
EEC cuenta con 239 empleados directos al 31 de diciembre de 2012. Esta nómina está distribuida
de la siguiente forma:
•
•
El 52% de la fuerza laboral se encuentra centralizada en las
oficinas de Bogotá y soportan la operación administrativa de
la compañía.
El 48% restante de la fuerza laboral realiza actividades de
soporte operativo, de mantenimiento y obras en distintas
zonas de la región de Cundinamarca.
Zona
Bogotá
Caqueza
124
7
Facatativa
21
Fusagasuga
20
Gacheta
8
Girardot
25
La Mesa
5
Planta Rionegro
El indicador número de empleados por cada 10.000 usuarios,
muestra que EEC dispone de 0.99 empleados por cada 10.000
usuarios que soportan y atienden los servicios desarrollados por
la Compañía.
# Emp leados
Puerto algar
12
5
Villeta
12
Total
239
Fuente: Recursos Humanos
4.3. Consumos
A continuación presentamos la clasificación de los usuarios por rangos de consumo. Se tiene que
el consumo promedio de los usuarios que atiende EEC se encuentra entre los 0 kWh/mes y los 500
kWh/mes.
44
Para definir la facturación, se tienen en cuenta los kWh consumidos por los usuarios para cada
mes, los niveles de tensión y los estratos socioeconómicos (aplica para la industria).
Las tarifas cambian dependiendo de los estratos socioeconómicos, los estratos 1, 2 y 3 son los
estratos subsidiados, los valores de los subsidios se calculan todos los meses según lo definido en
la Resolución CREG 186 de 2010.
Clasificación de los Usuarios Segun sus Consumos
50.103
60.000
40.000
32.507
7.516
6.698
5.898
5.289
5.252
150-159
160-169
170-179
180-189
190-199
8.072
10.348
110-119
140-149
10.967
100-109
9111
11.373
90-99
130-139
11.610
80-89
9.669
11.542
70-79
120-129
10.986
9.768
40-49
60-69
9.026
30-39
10.520
8.713
20-29
10.000
9.347
20.000
50-59
30.000
10-19
Cantidad de Usuarios
50.000
>200
0-9
0
Kwh/m
Fuente: División Gestión de la Información
Durante el año 2012, los clientes de mayor consumo son los residenciales con 306 GWh; el
estrato que más reporta consumo facturado es el estrato 2 con 135 GWh año, seguido del estrato
3 con 81 GWh año. Por otra parte el sector Comercial tuvo un consumo de 100 GWh, más del
36,35% que el año anterior. El
Rango N°1
Rango N°2
incremento de los consumos en Rango KWh/m es Nº de Usuarios Rango KWh/m es Nº de Usuarios
GWh se explica principalmente por
69,361
244,526
0-49
0-499
la cantidad de clientes que poseen,
56,031
6,297
50-99
500-999
la
vinculación
y
crecimiento
48,167
1,526
100-149
1000-1499
favorable de los nuevos suscriptores
30,211
646
150-199
1500-1999
durante el año 2012.
16,932
312
200-249
2000-2499
250-299
9,832
2500-2999
197
Así mismo, los consumos facturados
5,915
171
300-349
3000-3499
en
el
2012
disminuyeron
3,772
107
350-399
3500-3999
comparados con los del 2011,
2,495
68
400-449
4000-4499
específicamente el consumo que
1,810
73
450-499
4500-4999
más disminuyó fue el de los No
9,789
392
>500
>5000
Regulados (11 kWh), explicado por
254,315
254,315
Total general
Total general
el vencimiento de los contratos con
Fuente: Gestión de la inform ación.
los clientes donde casi siempre no
se renuevan, debido a: (1) No se logra un acuerdo entre las partes sobre las nuevas condiciones
ofrecidas, (2) El cliente cambia de comercializador, y/o (3) El cliente termina su condición de no
regulado.
45
4.4. Facturación
El proceso de facturación para clientes en EEC inicia con la creación del cliente nuevo, luego ubican
el cliente dentro de un municipio o sector (zonificación), después se hace la toma de lectura del
consumo (clientes nuevos y antiguos) y con base en éste se entra en proceso de liquidación y
facturación, esto se realiza todos los días dependiendo de la zona. Dispapeles es la empresa
contratada por EEC para la impresión de las facturas que posteriormente serán repartidas a los
clientes.
Evolución de la Facturación Mes a Mes año 2012
25.000
Facturación (Millones ($)
362
20.000
1.596
15.000
10.000
650
752
498
494
707
713
16.310
15.873
16.560
15.746
16.510
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
426
676
738
675
317
391
529
479
705
757
638
813
768
691
803
20.611
16.264
16.539
16.716
Mar
Abr
May
13.008
14.612
15.178
5.000
Ene
Feb
Regulados
Ene
Jun
Alumbrado Público
Feb
Dic
No Regulados
Mar
Ab r
May
Jun
Jul
Ago
Oct
Nov
Dic
Residencial
13.823
9.344
10.715
10.732
11.139
9.554
10.827
10.614
10.959
Sep
10.444
10.870
9.816
3.438
Com ercial
3.929
2.587
3.494
3.453
3.507
3.281
3.526
3.302
3.504
3.367
3.624
Industrial
1.508
516
1.064
1.274
1.080
871
990
987
1.056
949
1.050
966
Oficial
1.351
561
991
1.080
991
905
967
970
1.040
986
965
959
20.611
13.008
16.264
16.539
16.716
14.612
16.310
15.873
16.560
15.746
16.510
15.178
1.596
-
675
738
676
691
707
713
757
768
813
803
362
317
479
529
391
426
498
494
650
705
752
638
17.417,7 17.806,5
17.783,2
15.729,3
17.515,2
17.080,1 17.966,8
17.218,5
Regulados
Alum brado Público
No Regulados
Total
22.569,4 13.324,2
18.074,9 16.619,5
Fuente: Informe IRO año 2012
Al corte del 31 de diciembre de 2012, EEC tuvo un crecimiento en la facturación de $15.188
millones equivalente al 7,83% frente al año 2011. Dentro de los crecimientos más representativos
se encuentra: el sector residencial con $11.571 millones, seguido del sector comercial con $6.616
millones. Por otra parte se observó una reducción en la facturación de los clientes del sector no
regulados debido al vencimiento de los contratos y no renovación de los mismos.
De acuerdo a la gráfica anterior, se observó un comportamiento cíclico durante el primer trimestre
del año 2012 para la facturación de EEC, esto sucede debido a un consumo estacional en donde se
da un aumento del consumo, dado que existen meses en donde hay más puentes, periodos de
vacaciones, festividades y/o cuando los meses son más largos que otros principalmente.
Gestión de Cartera.
La Empresa en su procedimiento de recaudo de las facturas por servicios públicos, trabaja
conjuntamente con entidades bancarias y puntos de recaudo privados, esto le permite tener una
cobertura del 99% (información proporcionada por División de Cartera de EEC), con lo cual se
busca facilitar el acceso a puntos de recaudo para el cliente.
46
Por su parte, la gestión de cobranza se realiza a través del Grupo Consultor Andino y Consultores
Unidos S.A., este último se encarga de realizar la gestión de cuentas oficiales y de alumbrado
público. Igualmente tiene contratistas para las labores de suspensión y reconexión del servicio.
El valor de las Cuentas por Cobrar a Clientes al 31 de diciembre de 2012 según la foto de cartera
tomada por la División de Cartera asciende a $67.243 millones, en los Estados Financieros con
corte al 31 de diciembre se reportan $61.936 millones, la diferencia tiene que ver con la fecha de
corte de los informes de la División de Cartera (20 de diciembre de 2012). La cartera comercial con
respecto al año anterior tuvo una disminución del 4.5%; así mismo, se observa una disminución de
la cartera vencida, corriente y en reclamación debido a una adecuada gestión de cobranza.
Las carteras convenida y la congelada aumentaron al pasar de $19.254 millones y $12.483 millones
en el 2011 a $19.745 y $18.769 millones en el 2012 respectivamente, esto obedece a que la
cartera vencida disminuyó en $4.546
Deuda
2011
2012
Variación 2012
millones, de los cuales se hicieron acuerdos
Deuda
Congelada
12.483
18.769
6.286
de pago con los clientes (sector oficial) por
Deuda
En
Reclam
ación
396
0
-396
$491 millones, incrementando la deuda
19.254
19.745
491
convenida, y se congelaron $6.287 millones Deuda Convenida
para iniciar la demanda por no pago; lo que Deuda Vencida
23.425
18.879
-4.546
quiere decir que se recuperó un total de Fuente: División de Cartera
$4.546 millones de deuda vencida.
La deuda vencida por valor de $18.879 millones para el año 2012 representa el 28% del total de la
cartera, principalmente debido a la morosidad de los sectores de Alumbrado Público, Oficial,
Comercial e Industrial, tal y como se muestra a continuación en la composición de la deuda vencida
por tipo de cliente de la EEC:
Composición Cartera Vencida
Comercial
15%
Area Comun
0%
Industrial
14%
Residencial
Area Comun
Residencial
16%
Comercial
Industrial
Oficial
Alumbrado
Publico
Alumbrado
Publico
19%
Oficial
36%
Fuente: División de Cartera
Sector Oficial $6.687 millones (36% del
total de la cartera morosa), Alumbrado
Público $3.503 millones (19%), sector
Comercial $2.742 millones (15%) y el
sector Industrial $2.680 millones (14%).
EEC
cuenta
con
información
aproximadamente de 190.000 clientes, a
los cuales se les realiza gestión de cobro,
que incluyen: acciones preventivas en
donde se les recuerda el día de pago, tele
cobranza y gestión coactiva, también se
utiliza la cobranza a través de consultores,
mediante visita a los clientes puerta a
puerta, o para los casos difíciles a través
de demandas.
La Empresa también trabaja en los canales de recaudo, a través de medios electrónicos en los que
incluso una vez suspendidos los clientes pueden pagar su factura corriente para que les sea
reconectado el servicio, el valor de la reconexión se liquida en la siguiente factura; así mismo, se
abrio un nuevo centro de recaudo en Facatativa. Finalmente, se habilitó el pago a nivel nacional a
través de Davivienda.
47
Cartera Vencida
16.000
13.723
14.000
12.000
Millones $
En la siguiente gráfica se
encuentra la cartera vencida
clasificada por edades, en ella se
puede observar que la cartera con
más de 360 días de vencida es la
más alta, con un monto $13.723
millones, lo que corresponde al
73,9% del total de la cartera
morosa, y la cual se encuentra
provisionada en su totalidad.
10.000
8.000
6.000
4.000
984
2.000
1.178
1.210
638
844
-
0-30
31-60
61-90
91-120
121-180
181-360
Mayor 360
La Empresa cuenta con un
Edad de la Cartera
indicador denominado Índice de
Fuente: División de Cartera.
Cobrabilidad Acumulado, el cual
consiste en dividir el recaudo del mes sobre el total facturado en el mes. A continuación se puede
observar el comportamiento de este indicador, el cual refleja una tendencia de mejora progresiva
mes a mes.
Índice de Cobrabilidad Acumulado Año 2012
104%
100,05%
100%
Índice de Cobrabilidad
101,45%
101,14%
101,24%
102%
99,59%
96,61%
96%
101,37%
101,45%
98,11%
98%
98,69%
97,14%
94%
92%
90,22%
90%
88%
86%
84%
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Fuente: División de Cartera.
El índice de cobrabilidad acumulado del 2012 indica que el recaudo con respecto al total de la
facturación durante el segundo semestre del año fue mayor, esto en razón a que se han ido
recuperando deudas vencidas.
EEC tiene estrategias de cobranza de cartera, que le ha permitido disminuir sus cuentas por cobrar
comerciales en el 2012 con relación al año anterior, así mismo aunque la EEC tiene una cartera con
más de 360 días de vencida que asciende a $13,723 millones, y que representa el 20,4% del total
de cartera, ésta se encuentra provisionada al 100%. Por otro lado, el índice de cobrabilidad de la
EEC ha sido superior al 100% en el último semestre del año, lo que indica que se ha ido
recuperando cartera vencida respectivamente.
4.5. Análisis Tarifario
La Empresa publica mensualmente las tarifas para los usuarios regulados que atiende en el
Departamento de Cundinamarca en cumplimiento de la regulación vigente.
Así mismo
mensualmente en cumplimiento de la Ley, se publica la tarifa y el porcentaje de subsidio para los
estratos 1, 2 y 3. De acuerdo con lo anterior, se evidenció en todas las publicaciones mensuales las
48
tarifas y los subsidios otorgados a los estratos 1, 2 y 3 en el medio masivo de circulación nacional
(Diario): La República.
Adicionalmente, durante el ejercicio de auditoría se verificó que EEC aplica los lineamientos
establecidos en la resolución CREG 119 de 2007 y CREG 186 de 2010 para el cálculo de tarifas,
para lo cual la AEGR revisó el cálculo de tarifa residencial que realizó la EEC en el 2012.
No obstante, es importante resaltar que durante el año 2012 no hubo cambios regulatorios que
afectaran el valor de la tarifa y los subsidios otorgados a los estratos 1, 2 y 3 respectivamente.
Evolución de la Tarifa por Estrato Residencial
600
500
$ KWH
400
300
200
100
Ene
Feb
Mar
Estrato 1
Tarifas
Estrato 1
Abr
May
Estrato 2
Ene
Feb
Mar
178,18
179,89
180,99
Jun
Jul
Ago
Estrato 3
Ab r
May
Jun
181,20
181,47
182,00
Sep
Oct
Estrato 4
Jul
182,17
Nov
Dic
Estrato 5 y 6
Ago
Sep
Oct
Nov
182,12
182,20
182,72
183,02
Dic
182,77
Estrato 2
222,73
224,87
226,24
226,50
226,83
227,51
227,71
227,65
227,75
228,41
228,77
228,47
Estrato 3
378,63
382,28
356,25
359,38
375,77
358,59
349,20
359,88
362,94
355,80
344,96
358,02
Estrato 4
445,45
449,74
419,12
422,79
442,08
421,87
410,82
423,39
426,99
418,59
405,83
421,20
Estrato 5 y 6
534,54
539,68
502,94
507,35
530,50
506,24
492,99
508,07
512,39
502,31
487,00
505,43
Fuente: Oficina de Planeación y Regulación
De acuerdo con la gráfica anterior y al comportamiento de las tarifas durante lo corrido del año
2012, la AEGR verificó la correcta aplicación de las fórmulas contenidas en la resolución CREG 186
de 2010, la cual contiene los lineamientos para la aplicación de los subsidios a los usuarios de
estratos 1 y 2 de los servicios de Energía Eléctrica, encontrando lo siguiente:
•
La formulación para el cálculo de los subsidios de los estratos 1 y 2 es coherente con las
formulas relacionadas en la resolución CREG 186 de 2010 por parte de la EEC.
•
Para el cálculo del subsidio, EEC considera los límites máximo de subsidios establecidos en el
artículo 4 de la resolución CREG 186 de 2010 de los estratos 1 y 2.
•
El comportamiento de las tarifas frente a las cinco empresas comercializadoras de energía más
grandes del mercado, refleja una variación del costo variable unitario ($/kWh) que se vio
afectada por los cambios en componentes que están sujetos al comportamiento de variables
como el Índice de Precios al Consumidor (IPC), y el Índice de Precios al Productor (IPP). No
obstante, el comportamiento de las tarifas frente a las cinco empresas comercializadoras de
energía; no reflejan un comportamiento atípico que indique que la Empresa cobre una mayor o
menor tarifa establecida en la regulación CREG 186 de 2010 y/o el comportamiento normal del
mercado.
49
Costo Unitario Por Componente
500
450
34,99
27,27
9,47
8,19
20,42
16,24
15,70
18,91
7,68
7,85
Sep
Oct
5,15
5,59
Nov
Dic
400
$ KWh
350
300
250
200
150
100
50
Ene
Feb
Generación
Evolución Costo Unitario
Generación
Transm isición
Mar
Abr
Transmisición
May
Jun
Distribución
Jul
Ago
Comercialización
Pérdidas
Restricciones
Ene
Feb
Mar
Ab r
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
130,18
135,67
135,40
134,27
130,82
126,67
126,55
126,72
130,97
132,81
134,64
134,57
18,76
21,17
21,31
21,91
22,58
20,94
22,02
21,16
21,74
20,87
19,76
20,62
Distribución
142,07
132,90
125,98
133,92
143,55
133,07
121,59
132,03
143,03
131,52
121,44 133,85
Com ercialización
98,87
98,94
99,58
99,61
99,79
100,09
100,43
100,03
100,11
100,32
100,59
100,42
Pérdidas
25,76
25,34
26,11
25,87
25,49
24,63
24,80
24,82
25,44
25,49
25,26
25,59
Restricciones
27,27
34,99
9,47
8,19
20,42
16,24
15,70
18,91
7,68
7,85
5,15
5,59
Fuente: Oficina de Planeación y Regulación
La metodología de cálculo de la tarifa fue definida por la CREG mediante la Resolución CREG 119
de 2007 y la aplicación corresponde a cada prestador del servicio público domiciliario de energía
eléctrica a sus usuarios finales. De acuerdo al artículo 4 de esta resolución el costo unitario de
prestación del servicio de energía eléctrica consta de un componente variable de acuerdo con el
nivel de consumo, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), y un componente fijo, expresado
en pesos por factura ($/factura), el cual aún no ha sido establecido por el regulador.
De acuerdo a la gráfica anterior, la variación del costo variable unitario ($/kWh) se vio afectada por
los cambios en componentes que están sujetos al comportamiento de variables como el índice de
Precios al Consumidor (IPC), y al Índice de Precios al Productor (IPP).
La sumatoria de los seis componentes proporciona el valor del costo unitario de prestación del
servicio CU en ($/kWh). A continuación presentamos el comportamiento por cada componente de
acuerdo al requerimiento de la SSPD:
•
Generación, representa el costo de compra de la energía que realiza el comercializador en el
mercado mayorista. Su variación está sujeta tanto a los precios de la Bolsa de Energía
(mercado de energía eléctrica en donde se tranza diariamente la energía necesaria para
abastecer a los usuarios conectados al Sistema de Transmisión Nacional) como a los precios de
los contratos bilaterales de suministro de largo plazo con destino al mercado regulado que los
comercializadores adquieren mediante convocatoria pública.
Esta variable presenta cambios de un período a otro (2011 a 2012), debido a que en Colombia
el parque generador es hidro-térmico (hay generadores de energía eléctrica hidráulicos y
térmicos). Los precios en bolsa y en contratos dependen fuertemente de variables como las
50
condiciones hidrológicas y los precios de los combustibles utilizados en la generación
principalmente el gas natural y el carbón.
Para el caso de EEC este componente no presenta mayores fluctuaciones durante el año, toda
vez que la Compañía tiene una política de cobertura a través de contratos bilaterales de largo
plazo.
•
Transmisión, representa el costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN). La
variación de este componente está dada principalmente por el Índice de Precios al Productor
(IPP), que para lo corrido de este año 2012 tiene un comportamiento a la baja ubicándose en
2.95% del año anterior, según información del DANE.
•
Distribución, representa el costo por el uso del sistema de distribución, que está compuesto
por todos los elementos como conductores, transformadores, postes, y demás utilizados para
llevar la energía eléctrica desde el STN hasta los usuarios finales. La Empresa pertenece al área
de Distribución Oriente, por lo cual aplica el cargo unitario unificado calculado mensualmente
por XM, el cual en términos generales tuvo una variación entre 130 a 134 $/kWh.
•
Comercialización; incluye los costos variables por energía de la actividad de comercialización,
varió principalmente por el Índice de Precios al Consumidor (IPC).
•
Pérdidas, remunera el costo incurrido por la compra y transporte de las pérdidas de energía
eléctrica. La fórmula con la que se calcula contiene el componente Generación entre otras
variables, por lo que su valor está sujeto a los cambios en los componentes de Generación y
Transmisión
•
Restricciones; remunera los costos por generación de seguridad y servicios complementarios.
Estas restricciones son originadas por requerimientos de seguridad en el SIN (Sistema
Interconectado Nacional), sin embargo, este componente tiene un efecto pequeño en el CU,
por lo que sus variaciones no afectan significativamente la tarifa.
Exposición a la Bolsa de Energía.
Durante el 2011, EEC definió una estrategia para cubrir la demanda proyectada de energía para sus
clientes entre el año 2011 y 2015, para los cuales realizó un proceso de evaluación y adjudicación
de contratos de compra de energía.
51
Comportamiento Exposición a Bolsa (Mercado Regulado)
60
54,9
12%
11,0%
50
47,4
46,8
46,5
53,2
50,7
50,3
48,5
49,9
49,2
48,2
10%
46,4
9,3%
8,7%
40
8%
7,3%
Gwh
6,8%
6,5%
6,8%
30
6,2%
20
6%
5,1%
3,2%
4%
4,1%
10
2%
2,0%
1,8
-
6,0
4,5
3,7
3,7
3,2
2,7
1,0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
2,1
Ago
4,7
3,6
Sep
Oct
3,7
Nov
Dic
-
Compras de Energía Regulada Bolsa
Compras de Energía Regulada Contratos
Nivel de Exposición a Bolsa
Fuente: Informe IGE año 2012
EEC se enfrenta a una demanda mayor de energía a la que tiene comprada a través de contratos
bilaterales, requiere comprar la energía restante en bolsa, cuyos precios son transferidos al usuario
final vía tarifa.
En total EEC compró 632,9 GWh (592,1 GWh en contratos bilaterales por $77.793 millones y 40,7
GWh en bolsa por $ 4.814 millones). Para el Mercado No Regulado - MNR adquirió 26,9 GWh (1,9
GWh en contratos bilaterales por $274 millones y 25 GWh en bolsa por $3.039 millones).
Comportamiento Exposición a Bolsa (Mercado No Regulado)
3
94,0%
95%
2,60
94%
93,7%
93,4%
92,8%
2
1,97
1,88
92,4%
1,90
Gwh
93,5%
93%
92,8%
92,6%
92,6%
2,25
2,22
2,17
2,10
2,08
2,05
2,31
92,6%
92,4%
92%
1,49
91%
1
90,5%
90%
89%
0,16
-
Ene
0,16
0,15
Feb
Mar
0,15
Abr
0,14
May
0
0
0,17
Jun
Jul
Compra de Energía No Regulada Contratos
Nivel de Exposición a Bolsa
Fuente: Informe IGE año 2012.
52
0
0
Ago
Sep
0
0
Oct
Nov
Compra de Energía No Regulada Bolsa
Dic
88%
Como se observa en las gráficas, la empresa para el
mercado regulado procura comprar la energía en su
mayoría mediante contratos bilaterales para evitar la
exposición a las variaciones en los precios del
mercado (Bolsa).
Comparación Mercado Regulado y No Regulado
100%
92,76%
90%
80%
67,06%
70%
La Empresa para el Mercado No Regulado – MNR,
realizó compras de energía en bolsa, observándose
que su nivel de exposición en GWh fue mayor para el
segundo semestre del año, debido al esquema de
contratación con los clientes de este segmento.
60%
50%
40%
30%
20%
Comparando el nivel de exposición promedio mensual
por tipo de mercado para los años de 2011 y 2012,
disminuyó en un 3,8% para el MR y aumentó en un
25,7% para el MNR.
10%
10,26%
0%
6,42%
Año 2011
Año 2012
Exposición a bolsa promedio mensual (Regulado) Gwh
Exposición a bolsa promedio mensual (No Regulado) Gwh
Energía Vendida en Bolsa
En el 2012, la energía vendida en bolsa fue de 7,9 GWh, equivalente a $820 millones, la mayoría de
esta energía se vendió en el mes de enero y ascendió a $170 millones, para los meses de agosto a
octubre se vendieron $300 millones. Lo anterior obedece principalmente a los descalces en la
curva de carga, producidos por variaciones de la demanda, generándose excedentes. Para un total
de 659,8 GWh comprados por EEC, se vendieron 7,9 GWh en bolsa en el 2012 correspondientes a
un 1,2% del total de energía comprada.
Restricciones
Las restricciones son limitaciones que tiene el Sistema Interconectado Nacional - SIN, para atender
los requerimientos de energía (líneas de transmisión fuera de servicio, limitaciones técnicas, etc.),
lo cual da lugar a generaciones de energía forzadas que pueden ser fuera de mérito, esto es, más
costosas que las generaciones en condiciones ideales.
Para la Empresa, así como para todo el mercado, el comportamiento de las restricciones que ha
pagado durante el 2012 ha sido volátil durante todo el primer semestre del año, este
comportamiento se explica por los movimientos del mercado, disponibilidad del sistema y el precio
en bolsa. A partir del segundo semestre del año comienza a retomar un comportamiento más
estable.
1.600
1.513
1.400
Milliones $
1.200
1.000
883
862
800
695
593
600
387
400
344
328
342
227
248
Oct
Nov
200
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Fuente: Planeación.
53
Jul
Ago
Sep
178
Dic
El total de restricciones para el 2012 ascendió a $6.598 millones, un monto menor a las
restricciones del año 2011 con un total de $7.731 millones, lo que representa una disminución de
14,7%.
4.6. Subsidios y Contribuciones
El otorgamiento de subsidios a los estratos 1, 2 y 3, así como el cobro de contribuciones a los
estratos 5 y 6, sector comercial e industrial se establece en la Ley 142 de 1994.
millones, lo que significa un aumento de $1.820 millones respecto al año 2011 equivalente al
5,78%, lo anterior se explica por un mayor número de usuarios y el comportamiento de las tarifas.
Por su parte, las contribuciones que se aplican a usuarios residenciales de estratos 5 y 6, y que
cumplen funciones industriales y comerciales, ascendieron a $11.619 millones en el año 2012,
reflejando un comportamiento estable y de leve incremento del 5,14% afectado por el reajuste
tarifario para el año 2012 de los usuarios no Regulados.
6.000
Comportamiento Subsidios y Contribuciones Año 2012.
5.000
$ Millones
4.000
1.290
959
3.000
2.000
966
976
2.900
2.754
2.865
Mar
Abr
May
1.018
1.001
934
992
935
2.578
2.704
2.713
2.726
2.635
2.777
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
830
740
979
3.671
2.442
1.000
2.513
Ene
Feb
Subsidios
Dic
Contribuciones
Fuente: División de Gestión de la Información
La Empresa obtuvo recursos del Fondo de
Solidaridad y Redistribución del Ingreso por
$19.999 millones para el año 2012. El presupuesto
del Fondo proviene de las contribuciones de los
usuarios y el déficit lo cubre la Nación.
54
35.000
33.280
31.460
30.000
25.000
$ Millones
De acuerdo con la gráfica anterior, durante el
primer trimestre del año se observa un
comportamiento cíclico durante el 2012 para los
subsidios y contribuciones de EEC, a razón de
mayores consumos durante enero y el cual
comienza a estabilizarse en el segundo trimestre
del año.
20.000
15.000
11.619
11.051
10.000
5.000
2011
Subsidios
2012
Contribuciones
4.7. Pérdidas de Energía
La división de pérdidas de EEC realiza la función de disminuir las pérdidas de energía, buscando
garantizar que toda la energía que se suministra a los clientes sea medida, para que pueda ser
facturada y cobrada correctamente de acuerdo con la normatividad.
Las pérdidas totales por energía del año 2012 fueron de 119,71 GWh, por lo que EEC ha venido
trabajando en su disminución mediante procesos de focalización, donde se identifican los nichos 18
de pérdidas correspondientes a energía que dejan de facturar por problemas técnicos y operativos,
así como también se empezaron a realizar inspecciones mediante visitas a los usuarios para
verificar las mediciones correctas de la energía consumida, de valores inusuales (por debajo de lo
normal). De las inspecciones realizadas en el año 2012 (62.187 inspecciones) por EEC 4.208
inspecciones fueron fallidas ya que no fue atendida la visita, 3.809 fueron atendidas en situaciones
normales, de las que no fueron normales se realizaron 4.851 adecuaciones, es decir, se realizaron
arreglos en las instalaciones eléctricas, 15.070 necesitaron cambios de medidor, 15.004 requirieron
correcciones en el medidor debido a alteraciones; 9.496 visitas fueron reprogramadas y se
realizaron 1.430 suspensiones del servicio, debido a que no permitieron hacer las inspecciones;
entre otros resultados como incorporación del medidor, retiro de sellos y actualizaciones de datos.
A continuación se muestra el comportamiento del índice de pérdidas de energía del Operador de
Red durante el año 2012:
12,60%
Meta OR
Índice de Pérdidas de Energía (TAM)
14%
12,60%
Feb
12,12%
12,27%
Mar
12,23%
12,30%
Abr
12,80%
12,39%
May
12,65%
12,25%
Jun
12,69%
12,17%
Jul
12,90%
11,96%
Ago
12,92%
12,21%
Sep
12,96%
12,12%
Oct
12,64%
12,15%
Nov
12,73%
11,40%
Dic
12,34%
11,83%
% de Pérdidas de Energía
Real OR
Ene
13%
12,92%
12,80%
12,60%
12,69%
12,65%
12%
12,12%
12,64%
12,96%
12,90%
12,34%
12,73%
12,23%
11%
10%
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Real OR
Fuente: División Control de pérdidas.
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Meta OR
En abril, junio, julio, agosto y noviembre, se presentaron las siguientes situaciones que tuvieron
efectos que afectaron el índice de pérdidas de energía:
•
•
•
•
Por el cambio del sistema comercial de EEC, pasando de SIEC 19 a EPICA en el año 2012, lo
cual hizo que el valor del indicador incluyera un reajuste de 3.6Gwh que corresponde a
diferencias en ventas de energía por la entrada del nuevo sistema comercial (EPICA).
Por movimiento de ciclos de facturación, se dejaron de facturar 398 MWh en junio.
Por re-liquidaciones de las cuentas promediadas en mayo se descuentan 230MWh a la
facturación.
Disminución en las operaciones por efecto de la salida de AENE 20.
Puntos de concentración.
Sistema de Información Eléctrica Comercial.
20
AENE ESP S.A. Es una empresa conformada en 1996, especializada en la prestación de servicios de apoyo
operativo en los procesos comerciales a Empresas de Servicios Públicos.
18
19
55
•
•
•
Por reconfiguración de la subestación Facatativá: Disminución en la entrada de energía en
10.3GWh y disminución en la salida de energía en 10.6GWh.
Ajustes por re-liquidación de consumos a favor del Ministerio de Defensa por 255MWh y
41MWh a favor del municipio de Beltrán.
Falla técnica interna del cliente Cryogas, lo que produjo una disminución en el consumo de la
frontera de 2.3GWh.
4.8. Atención al Cliente
EEC cuenta con los siguientes puntos de atención ubicados en algunos municipios del
Departamento de Cundinamarca:
Municip io
Agua de Dios
Anapoim a
Apulo
Bogota - Centro
Caqueza
Choachi
Facatativa
Fusagasuga
Gacheta
Girardot
Guaduas
La Mesa
Ppacho
puerto Salgar
Tocaim a
Villeta
Dirección
Horario de Atención
CLL. 14 No. 8 - 48
CRA.4 No. 4 - 29
AV.Ferrocarril - Subestación
CRA. 10 No. 24-81
CLL. 5 No. 5-47
CRA. 2 No. 2-50
CLL. 7B NO. 5-87
CLL. 7 No. 4-23
CLL. 7 No. 2-08
CRA. 8 No. 20A-73 Barrio Granada
CLL. 4 N 8-31
CLL. 8 No. 19-92
CLL. 7 N 27-58
CRA. 11 No. 11-23
Cll. 5 No. 7-43. Detrás de la iglesia
Cll. 5 No. 4-14
Martes y Jueves 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30
Martes a Viernes 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30
Lunes 8:00 - 12:00
Lunes a Viernes 8:00 - 16:30
Lunes - Martes y Jueves 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30
Lunes a Viernes 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30
Martes - Miercoles y Viernes 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30 y Sábado 08:00 - 14:00
Martes - Miercoles y Viernes 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30 y Sábado 08:00 - 14:00
Lunes a Viernes 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30
Lunes, Miercoles y Viernes 8:00 - 12:30 y 13:30 - 16:30
Martes a Viernes 8:00 - 16:30 y Sábado 8:00 - 14:00
Fuente: Pagina Web EEC.
Para los centros de atención la Empresa tiene metas establecidas respecto al tiempo de espera en
sala y el tiempo de atención en módulo, de 15 y 7 minutos, respectivamente.
Durante el año 2012 el tiempo de atención al usuario en las oficinas de EEC fue bastante inferior a
la meta. A continuación, se presenta una gráfica de tiempo de atención en oficinas:
Tiempo Espera en Sala
Tiempo Atención Modulo
8,00
15,00
12,00
Minutos
Minutos
6,00
4,00
9,00
6,00
2,00
Tiempo en Módulo
Tiempo en sala
3,00
Meta tiempo en Módulo
Meta tiempo en Sala
0,00
0,00
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Fuente: División de Servicio al cliente EEC.
Por otra parte, la Empresa cuenta además con los otros canales de comunicación entre los que se
encuentran:
56
Dic
•
•
•
Línea Fácil: Presta un servicio personalizado las 24 horas del día, 7 días de la semana. Esta
línea sirve para reportar las emergencias, fallas, denuncias solicitar reconexiones e información
sobre mantenimiento y facturación.
Centro de Servicio Móvil: Cuenta con un sistema integrado que va por los municipios para
atender requerimientos y consultas.
Atención Personalizada: Asesores y especialistas que visitan municipios y veredas de difícil
acceso.
EEC clasifica las solicitudes de los clientes de la siguiente manera: Ingresadas (15.179), Evacuadas
(15.246), PQR´S (12.825), Recursos de reposición en subsidio de apelación (761) y Silencio
administrativo (22).
La tipología más recurrente que
presentan los usuarios de los
servicios de energía eléctrica es:
•
•
•
•
Verificación de cobros con 112
solicitudes.
Verificación de consumos con
111 solicitudes
Traslado,
cambio
o
mantenimiento de redes o postes
con 103 solicitudes.
Verificación de consumos no
registrados con 73 solicitudes.
Atención a Clientes
18.000
16.000
15.178
15.246
12.825
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
761
2.000
22
Ingresadas
Evacuadas
PQR´S
Recursos de
Reposición
Solicitud de
Silencio
Fuente: Planeación
Por otra parte, EEC cuenta con los siguientes puntos de pago autorizados para dar mayor cobertura
y alcance a sus clientes:
Bancos
Banco Av Villas
Bancolom bia
Davivienda
BBVA
Caja Social
Santander
Colm ena
Colpatria
HSBC
Otros Medios de Pago
Sistem as de Audio
Banca Móvil
Débito Autom atico
Redeban Multicolor
Internet
Cooperativas
Puntos de Pago
Carrefour Facatativa y Girardot
Cajeros Autom aticos
Fuente: Pagina Web EEC.
4.9. Nivel de Satisfacción de los Usuarios
La Empresa realiza una encuesta mensual de satisfacción (Sistema de calidad percibida - SCP) para
clientes residenciales a través de la firma Red de Datos de Investigación de Mercados, para ello
realiza entrevistas personalizadas buscando conocer como ha sido la calidad percibida por los
clientes, dicha encuesta tiene en cuenta atributos de Calidad del suministro, Ciclo Comercial,
Información y Comunicación, Atención al cliente e Imagen.
La Empresa a través de ésta encuesta busca tener conocimiento oportuno de la insatisfacción del
cliente, así como también hacerle seguimiento a las estrategias implementadas para mejorar el
nivel de satisfacción.
57
Por otro lado, EEC participa en la encuesta anual que hace la CIER (Comisión de Integración
Eléctrica Regional). Ésta es una Encuesta de Satisfacción del Usuario que fue diseñada para
empresas distribuidoras y comercializadoras en América Latina, cuya metodología es la aplicación
de cuestionarios a los usuarios en sus viviendas, a través de los cuales se pretende medir el nivel
de satisfacción de los mismos con EEC y comparar dichos resultados con los obtenidos por otras
empresas que participan en la misma encuesta.
Para el 2012, EEC alcanzó el puesto número 20 con un 63,5% de satisfacción en la encuesta
realizada por la CIER; mientras en que en el 2011 alcanzó el puesto número 13 con 69,7% de
satisfacción.
A partir de los resultados obtenidos durante los últimos 2 años, la EEC implementó estrategias que
le permitan mejorar el nivel de satisfacción de los usuarios, algunas de estas estrategias fueron las
siguientes:
Estrategia
Hablemos de Energía
Logro
Programa de radio
Estrategia Cultura de Pago Se le entregaron a los clientes un kit de bombillos ahorradores por pago oportuno.
La Gerencia de Gestión Redes y el Área de Mercadeo implementaron una campaña que
permitía a los clientes conocer toda la restructuración en la red.
Campaña que se realizó para incentivar el ahorro de energía y el cuidado del medio
Uso Eficiente de la Energía
ambiente.
Nueva Factura
Se cambio la factura a una más pequeña, detallada y ecológica.
Plan de Inversión
Nuevos Centro de Servicio Remodelación de las oficinas de atención al cliente en Facatativa y Girardo
Atención de Emergencias
Ola Invernal
Las acciones realizadas por la EEC para atender a los municipios afectados por la Ola
Invernal.
Fuente: Departamento de Mercadeo.
Conclusiones
•
•
•
•
•
•
•
El índice de cobrabilidad acumulado del año 2012 indica que el recaudo con respecto al total de
la facturación durante el segundo semestre del año fue mayor, esto en razón a que se han ido
recuperando deudas vencidas.
EEC tuvo un crecimiento en la facturación de $15.188 millones equivalente al 7,83% siendo
superior a la del año 2011. Dentro de los crecimientos más representativos se encuentra: el
sector residencial con $11.571 millones, seguido del sector comercial con $6.616 millones.
La formulación para el cálculo de los subsidios de los estratos 1 y 2 es coherente con las
formulas relacionadas en la resolución CREG 186 de 2010 por parte de EEC.
Para el cálculo de los subsidios, EEC considera los límites máximo de subsidios establecidos
en el artículo 4 de la resolución CREG 186 de 2010 para los estratos 1 y 2.
millones, lo que significa un aumento de $1.820 millones respecto al año 2011 equivalente al
5,78%, lo anterior se explica por un mayor número de usuarios y el comportamiento de las
tarifas.
EEC compró 632,9 GWh (592,1 GWh en contratos bilaterales por $77.793 millones y 40,7 GWh
en bolsa por $ 4.814 millones). Para el Mercado No Regulado - MNR adquirió 26,9 GWh (1,9
GWh en contratos bilaterales por $274 millones y 25 GWh en bolsa por $3.039 millones) para
el Mercado No Regulado en el 2012.
Durante el año 2012 el tiempo de atención al usuario en las oficinas de EEC se mantuvo en un
tiempo promedio inferior al de la meta.
58
5.
Aspectos Externos: Gestión Ambiental y Gestión Legal
En este capítulo presentamos la gestión realizada por la Empresa bajo los requerimientos legales y
ambientales. Como parte de la evaluación de la gestión legal de la EEC, se analizó el estado de
demandas en contra de la Empresa al 31 de diciembre de 2012, así como los fallos favorables y
desfavorables que tuvo la Empresa durante el año y la gestión ejecutada en el Plan de Manejo
Ambiental. La fuente de información fue suministrada por la Oficina Jurídica y la Unidad Medio
Ambiente.
5.1. Aspectos Legales
La Oficina Jurídica de EEC es la encargada de gestionar todos los procesos y aspectos legales. A
continuación relacionamos las acciones judiciales de EEC al 31 de diciembre de 2012 y el estado de
las mismas:
Acciones Judiciales 2012
Casos Definidos
N° Fallos
a Favor
N° Fallos
en Contra
Valor Fallos
a Favor $
Valor Fallos en
Contra $
Nulidad y Restablecimiento del derecho
1
1
88.146.500
0
Reparación Directa
1
0
278.790.322
0
Contractuales
3
0
168.671.033
0
Ordinario y Ejecutivo
2
1
300.487.194
22.000.000
Acción Popular
8
2
0
10.945.106.621
Protección al consumidor
1
0
0
0
Tutelas
51
8
0
0
Total
67
12
836.095.049
10.967.106.621
Fuente: Oficina Jurídica
Se observó que aumentó el número de casos en un 126%, pasando de 35 casos en año 2011 a 79
casos en el año 2012. El número total de fallos a favor es casi 6 veces mayor al número total de
fallos en contra; el valor ($) evitado por los fallos a favor es menor al valor provisionado de los fallos
en contra de la empresa, dejando un saldo negativo de $10.131 millones en la gestión del año
2012, no obstante, hay que aclarar que estos fallos en contra no han surtido todas las instancias,
siendo así que la compañía está interponiendo los recursos necesarios para revertirlos.
El 97,32% del valor total de los fallos en contra es por una acción popular en donde se condenó a
EEC mediante fallo de segunda instancia proferido por el Tribunal Administrativo de Cundinamarca
a responder por el uso indebido del espacio público municipal por tener instalados en la vía pública
los postes de energía y de telefonía conmutada, ordenando cumplir de manera conjunta con la
Alcaldía del Municipio de Útica a colocar en forma subterránea el cableado de energía. La empresa
elaboró un informe técnico del valor de la obra ordenada de “colocar en forma subterránea el
cableado de energía” determinándose un valor aproximado de $ 10.443.106.621.
La empresa presentó una acción de tutela ante el Concejo de Estado por considerar vulnerado el
derecho fundamental al debido proceso. Si bien es cierto, que mediante fallo de primera instancia
se logró suspender los efectos de la decisión proferida por el Tribunal Administrativo de
Cundinamarca por un término de seis (6) meses, en la segunda instancia se denegó la tutela y en
su lugar se declaró que no procede contra sentencia judicial
Por otro lado, EEC tuvo que dar por terminado el contrato con la firma AENE quien realizaba
actividades comerciales (lectura de medidores, entrega de facturas, inspecciones para perdidas,
59
suspensiones y reconexiones) de la prestación del servicio de energía eléctrica, debido que el 7 de
mayo AENE entró a liquidación, motivo por el cual se dio el incumplimiento de las actividades
suscritas en el contrato y pago de acreencias laborales a los trabajadores de AENE.
Se realizó pago de las acreencias laborales a los trabajadores de AENE por $1.1013.241.589 dada la
solidaridad y con el objeto de evitar la indemnización moratoria, el 31 de octubre se presentan
créditos por concepto de materiales ($737.750.010), clausula penal ($2.846.925.618) y pago de
acreencias laborales ($91.428.154), radicando para cada uno de estos conceptos facturas que se
encuentran aceptadas. De igual manera, se presentó reclamación formal ante Seguros del Estado
el 14 de noviembre de 2012, por concepto de los materiales no devueltos ($737.750.010.oo) por
AENE, la cláusula penal ($2.846.925.618.oo) y el pago de acreencias laborales a los trabajadores de
AENE ($91.428.154.oo), y que a la fecha está en proceso dos (2) denuncias penales en contra de
AENE por fraude procesal y abuso de confianza. Se fijo fecha para audiencia de conciliación el 22
de enero de 2013.
De igual manera la empresa terminó el contrato con COPSER el cual era el encargado de realizar
los mantenimientos de las redes de la empresa, la razón principal obedeció a incumplimientos a la
norma de seguridad industrial, materializado en un accidente grave ocurrido el 22 de junio de 2012.
El valor de la reclamación por desequilibrio económico presentado por COPSER fue de $5.900
millones, que a la fecha EEC se encuentra analizando. La Empresa contrató con la firma Cenercol
para dar continuidad a la ejecución de las actividades realizadas por COPSER.
La Oficina Jurídica ejecuta controles a los procesos en contra de EEC, a partir de lo cual se asigna
una calificación de riesgo donde se parte de la base que todo proceso es susceptible de ganarse o
de perderse. La clasificación de los riesgos es:
•
•
•
Remoto: Sentencia favorable para EEC
Eventual: 50% de ganarse o perderse
Probable: Sentencia desfavorable para EEC
Las provisiones de los procesos según la clasificación del riesgo en el año 2012 son:
Provisiones en ejecución 2012
Fallos definidos
Valor provisión
Nulidad y Restablecimiento del Derecho
Reparación Directa
359.329.385
1.145.265.822
Contractuales
600.000.000
Ordinario y Ejecutivo
182.500.000
Acción Popular
10.443.106.621
Procesos Tributarios
851.297.188
Total
24.827.092.831
Fuente: Oficina Jurídica
Los procesos calificados como eventuales y remotos no se provisionan, dada su alta probabilidad
de éxito. Cuando se profiere sentencia de primera instancia condenatoria se provisiona el 100%.
60
5.2. Normatividad Legal
Actualmente EEC, con el apoyo de la Unidad de Calidad, identifica y evalúa el cumplimiento de
todos los requisitos legales y otros aplicables, mediante una matriz legal en la que se relaciona:
•
•
•
•
•
•
Por nombre, la Norma.
Área Responsable de su actualización.
Tema de la Normatividad.
Objeto de la Norma.
Organismo que lo emite.
Verificación de Cumplimiento.
5.3. Intervención por Parte de la SSPD
EEC no ha sufrido ninguna intervención por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos
Domiciliarios, por lo cual no se ha visto inmerso en ningún tipo de sanciones y/o multas asociadas a
incumplimientos
5.4. Aspectos Naturales (Climatológicos, Desastres, etc.)
La Empresa de Energía de Cundinamarca no se vio gravemente afectada por la acción de la
naturaleza durante el 2012. La red de distribución de EEC se encuentra ubicada en zonas propicias
a la ocurrencia de factores atmosféricos y ocupadas por individuos arbóreos que pueden afectar la
disponibilidad del servicio, incidiendo en el resultado de los indicadores de disponibilidad del
servicio.
5.5. Aspectos Ambientales
La Empresa cuenta con un plan de manejo ambiental aprobado por el Ministerio de Medio
Ambiente, el cual por medio del Decreto 2820 del año 2010 reglamenta la licencia ambiental para la
planta de generación de Puerto Salgar.
Durante el año 2012, EEC desarrolló las siguientes actividades asociadas con el plan de manejo
ambiental de la planta de generación de Puerto Salgar, a través de la Unidad de Medio Ambiente de
la Gerencia de Redes:
•
•
•
Mantenimiento de reforestación (1.300 árboles) y nueva plantación de 811 árboles en zonas de
ronda de la fuente hídrica impactada por la descarga de aguas turbinadas, para un total de
2.111 árboles en pie. Hincada de 5.600 metros lineales de cerca protectora para la generación
de Zonas de Revegetalización. Estas actividades corresponden al Programa de Reforestación y
Revegetalización de las quebradas La Pita y La Perrera.
Jornadas de educación ambiental en dos veredas del área de influencia de la planta, en donde
se promovió el cuidado de la cuenca hidrográfica. Se llegó a 114 personas, entre estudiantes,
padres, pobladores y profesores. Esto corresponde al Programa de Educación Ambiental.
Inicio del diagnóstico del estado de estructuras civiles existentes en las quebradas La Pita y La
Perrera, para determinar las medidas de corrección y de mejoramiento necesarias para
mantener la generación de energía y disminuir los impactos de erosión y caída de bancada por
el aumento del caudal y velocidad en la fuente hídrica.
61
•
Diagnóstico ambiental en los componentes físico, biótico y social, que permitió actualizar la
información de estado ambiental en la Planta de Generación e identificar las modificaciones
pertinentes al Plan de Manejo Ambiental de acuerdo al estado del arte actual.
Durante el año 2012, se ejecutaron $ 194 millones correspondiente a las actividades antes
mencionadas que hacen parte del plan de manejo ambiental. Esta cifra corresponde al 54%
($ 358.5 millones) del presupuesto total de operación y mantenimiento de la Planta de Generación
de Río Negro.
La Empresa hace seguimiento al cumplimiento ambiental de los contratistas, mediante la
evaluación y aprobación de Planes de Manejo Ambiental que se definen según el impacto
ambiental de las actividades que realizan los contratistas, además de un seguimiento periódico para
identificar oportunidades de mejora.
Se adoptó la Política Ambiental para la Empresa y a partir de este compromiso, se construyó e
implementó la estrategia de cultura ambiental interna “EEConciencia”, enfocada en 2012 al
reciclaje de residuos, el uso eficiente de energía y la valoración de una atmósfera pura.
Como hechos relevantes en el año 2012, la EEC realizó inventario de existencia de PCB 21, dando
cumplimiento al Artículo 12 de la Resolución 0222 de 2011 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo
Sostenible. En este sentido, se establecieron procedimientos con la Unidad de Aprovisionamientos
para garantizar que los proveedores de transformadores nuevos, certifiquen que los equipos se
encuentran libres de PCB. Al cierre del año 2012 se tienen 22 transformadores con PCB, ubicados
en bodegas con licenciamiento ambiental, serán exportados en 2013.
A continuación se muestra una tabla por tipo de municipio, entidad y el número de permisos
otorgados por las autoridades ambientales en el año 2012.
Permisos ambientales otorgados en al año 2012
Zona
Municipio
Entidad
Villeta
Guaduas
CAR Oficina
Provincial Bajo
Magdalena
Facatativá
Facatativá
CAR- Oficina
Provincial Sabana
Occidente
Tipo de permiso
Fecha
Cantidad
Aprovechamiento forestal
de árbol Aislado.
Permiso No. 17
28/02/2012
1
Aprovechamiento forestal
de árbol Aislado.
Permiso No. 26
12/12/2012
1
Fuente: Unidad de Medio Ambiente
Para el año 2012, EEC obtuvo dos (2) permisos de acuerdo a los requerimientos de la compañía
necesarios para su operación y actuando conforme a la normatividad ambiental.
Conclusiones
•
•
•
•
21
EEC identifica, actualiza y evalúa el cumplimiento de todos los requisitos legales y otros
aplicables en el marco regulatorio.
El número de casos en un 126%, pasando de 35 casos en año 2011 a 79 casos en el año 2012.
El número total de fallos a favor es casi 6 veces mayor al número total de fallos en contra y
estos fallos no han surtido en todas las instancias.
EEC tuvo que dar por terminado dos contratos con importantes contratistas (AENE y COPSER),
por incumplimientos por parte de los contratistas.
Plan de Acción de Bifenilos Policlorados
62
•
•
La Empresa muestra compromiso con el medio ambiente, gestionando el Plan de Manejo
Ambiental.
EEC cumplió con el 54% al presupuesto del presupuesto total de operación y mantenimiento
de la Planta de Generación de Río Negro.
63
6. Oportunidad de la Información Reportada al SUI por el Prestador
Se realizó una completa revisión del cargue de la información reportada al SUI por parte de Empresa de
Energía de Cundinamarca S.A. ESP, correspondiente a los requerimientos de las siguientes resoluciones
emitidas por la SSPD: 33635 de 2005, 25985 de 2006, 2395 de 2005, 2485 de 2008 y 3545 de 2012.
Los siguientes son los reportes de información reportada al SUI que se revisaron:
•
•
•
•
•
•
•
•
Plan de Contabilidad
Sistema de Costos y Gastos por Actividades:
Información adicional al Plan de Contabilidad22
Cuentas por Pagar
Cuentas por Cobrar
Flujo de Caja Proyectado
Estado de Resultados Proyectado
Balance Proyectado
La Empresa reporta el Plan de Contabilidad de Energía Eléctrica del Sistema Interconectado Nacional y el
Plan de Contabilidad consolidado, el cual contiene las mismas cifras. Solicitamos y revisamos el Plan de
Contabilidad reportado el 1 de marzo de 2013, y lo comparamos con el Balance de Prueba con corte al 31
de diciembre de 2012, entregado por EEC para el cálculo de los Indicadores a reportar, sin encontrar
novedades. De igual manera revisamos los anexos los cuales estaban aprobados por el Representante
Legal, el Contador General y el Revisor Fiscal tanto para el servicio de energía como para los estados
financieros consolidados.
Para los otros reportes revisamos que se hubieran reportado al SUI en las fechas establecidas,
observando que el Balance General proyectado y los Conceptos Balance General Proyectado se
transmitieron el 4 de abril de 2013. El Estado de Resultados Proyectado, Conceptos Estado de Resultados
Proyectado, Flujo de Caja Proyectado, Conceptos Flujo de Caja Proyectado, y Costos y Gastos, se
tramitaron el 5 de abril de 2013. Las Cuentas por Pagar se tramitaron el 21 de marzo de 2013, cumpliendo
con la Resolución SSPD 3545 del 14 de febrero de 2012, donde la fecha máxima para presentar los
anteriores reportes, correspondiente al segundo semestre de 2012 es el 5 de abril del año siguiente; sin
embargo, el reporte de Cuentas por Cobrar se tramitó el 11 de abril de 2013, por indisponibilidad del
Sistema Único de Información – SUI.
Entró en vigencia la Resolución 20131300001025 del 29 de enero de 2013 la cual derogó la Resolución
SSPD 1825 de 2011 y la Resolución SSPD 16175 de 2011 donde se solicitaba información relacionada
con la transición a las Normas Internacionales de Información Financiera (Formato A hasta Formato F), por
lo cual esta información no fue revisada para el año 2012.
Conclusiones
•
La EEC reportó los reportes requeridos por el SUI del año 2012 en los tiempos requeridos
excepto el reporte Cuentas por Cobrar, ya que los formatos correspondientes no se
encontraban habilitados en el Sistema Único de Información – SUI.
22
La información adicional al Plan de Contabilidad que la SSPD requiere que los prestadores de servicios reporten a través
del SUI son: Balance general, estado de resultados, flujo de efectivo, cambios en la posición financiera, cambios en el
patrimonio, notas de los estados financieros y actas de aprobación de los estados financieros. Estos documentos deberán
estar debidamente certificados por el representante legal y por el contador público y dictaminados por el Revisor Fiscal o
quien haga sus veces.
64
IV. Indicadores y Referentes de la
Evaluación de la Gestión
En el presente capítulo se presenta un análisis y seguimiento a los indicadores
de gestión aplicables a EEC, definidos en la Resolución SSPD 20061300012295
de 2006 y en concordancia con la resolución 072 de 2002 modificada por la 034
de 2004 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, donde se
establece la metodología para clasificar las empresas prestadoras de los
servicios públicos, de acuerdo con el nivel de riesgo y se definen los criterios,
metodologías, indicadores, parámetros y modelos de carácter obligatorio que
permiten evaluar su gestión y resultados.
Nuestra auditoría incluyo la verificación y evaluación de los indicadores con
base en los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2012, suministrados por
la Dirección de Contabilidad, Impuestos y Control de EEC y los referentes
publicados por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios - SSPD,
para evaluar la gestión del negocio del año 2012.
A continuación se presenta el resultado de los indicadores y referentes de la evaluación de la
gestión de EEC, con base en los códigos y nombres de las cuentas del Plan de Contabilidad para
entes Prestadores de Servicios Públicos Domiciliarios que se deben utilizar para el cálculo de los
Indicadores.
La Gestión y Resultados
Año 2011
Año 2012
Referente Indicador Diferencia Cump le Ref. Referente Indicador Diferencia Cump le Ref.
Rotación Cuentas por Cobrar (Días)
56
130
74
No
56
146
90
Rotación Cuentas por Pagar (Días)
26
55
29
No
26
64
38
No
Razón Corriente (Veces)
1,53
0,53
-1,00
No
1,53
0,52
-1,01
No
Margen Operacional (%)
21,44%
21,32%
-0,12%
No
21,44%
19,39%
-2,05%
No
6,00
47,00
41,00
Si
6,00
27
20,81
Si
Relación de Suscritores Sin Medición (%)
5,00%
0,11%
-4,89%
Si
5,00%
0,05%
-4,95%
Si
Relación Reclam os Facturación (Por 10.000)
100,00
35,28
(64,72)
Si
100,00
25,86
(74,14)
Si
Atención Reclam os Servicios (%)
0,00
0,22%
0,00
No
0,00
1,51
1,51
No
Atención Solitud de Conexión (%)
0,00
0,56%
0,01
No
0,00
0,72
0,72
No
Cubrim iento de Gastos Financieros (Veces)
No
Fuente: Estados Financieros 2011 y 2012, División de Contabilidad, impuestos y Control
Cálculo de Indicadores a partir de las resoluciones CREG 072 de 2002 y CREG 034 de 2004
Los siguientes indicadores fueron calculados por KPMG con base en las cuentas de Estado de
Resultados y Balance General de la EEC al 31 de diciembre de 2012, para realizar la evaluación del
cumplimiento de la gestión Financiera, Administrativa, Técnico Operativo y Calidad de la Compañía
contra el referente establecido en la resolución 072 de 2002, modificado por la resolución 034 de
2004 para las empresas de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica.
65
1.
Principales Indicadores Financieros
1.1. Rotación de Cuentas por Cobrar
Para efectos del cálculo del indicador, la AEGR tomó como referente la resolución 034 del 2004 y el
PUC 23 el cual es el marco de referencia para efectuar el recalculo de los indicadores.
Bajo los lineamiento establecidos en dichas resoluciones la AEGR cálculo el indicador de rotación
de cuentas por cobrar, tomando las cuentas (1406, 1407, 1408, 42 y 43) tal y como se especifica
en la Resolución, obteniendo un resultado en la rotación de las cuentas por cobrar de 94 días. Sin
embargo y de acuerdo a un requerimiento de la Contraloría de Bogotá D.C. a EEC y a lo estipulado
en la Resolución 20051300002395, la Empresa debe reclasificar la cuenta contable (1408) cartera
de difícil cobro, a la cuenta contable (1475), ello genera que para efectos del cálculo del indicador
(tal como se establece en la Resolución) se excluya una parte de la cuentas de la cartera de la
Compañía.
No obstante al incluir esta cuenta (1475) en el cálculo, se observó que el indicador tuvo un
resultado de 146 días, el cual a consideración de la AEGR es el resultado preciso y consistente con
la gestión realizada y la realidad financiera de EEC, además de ser comparable con el cálculo del
año anterior.
Esta reclasificación afecta los indicadores de rotación e cuentas por cobrar y el ciclo operacional.
El resultado de este
indicador, permite medir
la gestión realizada por
la Entidad Prestadora
para el cobro efectivo de
los servicios prestados.
Rotación Cuentas Por Cob rar
Año 2010
(+) 1406
Venta de Bienes
(+) 1407
Prestación de Servicios
(+) 1408
Servicios Públicos
(+) 1475
Deudas de difi cobro
Año 2011
0
Año 2012
0
0
0
1.254.398.838
1.086.487.548
102.378.920.227
92.072.289.619
72.134.293.108
0
0
39.918.275.268
Cuentas p or cob rar
102.378.920.227
93.326.688.457 113.139.055.924
El
resultado
del
Venta de Bienes
0
0
0
indicador
refleja
un (+) 42
incrementó de 14 días (+) 43
Venta de Servicios
279.310.225.870 262.527.485.015 283.813.081.834
en el tiempo promedio
Ingresos
279.310.225.870 262.527.485.015 283.813.081.834
Op eracionales
que está utilizando para
Días
365
365
365
recaudar las deudas de
Rotación
Cuentas
p
or
los clientes, pasando de
134
130
146
Cob rar
130 días en el año 2011
Referente
56,00
56,00
56,00
a 146 días en el 2012. El
resultado obtenido no cumple con el referente CREG dado que estuvo en el último año en 90 días
por encima del sector de distribución y comercialización de energía eléctrica.
La diferencia se explica por:
•
23
La Empresa continúa con su estrategia de gestión de cobro; dado que en el año 2011
(102,88%) y 2012 (101,45%) ha logrado mantener el indicador de cobrabilidad por encima del
100%. No obstante, todavía mantiene una cartera importante concentrada en el sector oficial,
la cual resulta difícil de gestionar dada la situación económica de varios municipios y las
protecciones legales que existen sobre los bienes constitucionalmente protegidos respecto de
la prestación de servicios públicos.
PUC: Plan Único de Cuentas.
66
•
Durante el año 2012 la EEC continuó con el proceso de Normalización de Cartera Morosa, ya
que negoció con los clientes más grandes, plazos de pago y refinanciación de intereses.
1.2. Rotación de Cuentas por Pagar
indicador,
permite
medir la gestión de la
Entidad sobre el pago
oportuno
de
los
insumos
necesarios
en el desarrollo de su
actividad operacional.
Rotación Cuentas Por Pagar
Año 2010
(+) 2401
(+) 2406
Adquisición de Bienes y
servicios nacionales
Adquisición de Bienes y
servicios del exterior
Cuentas p or Pagar
(+) 6210
Año 2011
Año 2012
39.856.966.563
28.065.404.124
33.065.095.536
1.903.491.583
826.655.250
2.014.836.504
41.760.458.146
28.892.059.374
35.079.932.040
0
0
0
Bienes com ercializados
Servicio de gas
com bustible
199.893.109.950 190.697.747.732
201.248.700.906
El resultado de este (+) 6360
indicador refleja una
Costo de Ventas
199.893.109.950
190.697.747.732
201.248.700.906
aumentó de 9 días en
Días
365
365
365
el tiempo promedio
Rotación Cuentas p or
76
55
64
que está utilizando
Pagar
EEC para pagar sus
Referente
55
26
26
deudas
con
proveedores, pasando de 55 días en el año 2011 a 64 días en el 2011. El resultado para este último
año estuvo 38 días por encima del referente establecido.
La diferencia del año 2 012 respecto del año 2011 se explica por la amortización de los anticipos
de Codensa por concepto de ADD´s con el fin de dar cobertura a las obligaciones inherentes a la
operación de la Compañía. Lo anterior, genera un incremento de las cuentas por pagar a la fecha de
cierre.
1.3. Razón Corriente
indicador
permite
verificar
la
disponibilidad de la
Empresa a corto plazo
para
afrontar
sus
compromisos a corto
plazo.
Razón Corriente
Año 2010
Año 2011
Año 2012
(+) 11
Efectivo
9.189.669.232
2.061.753.136
1.736.997.518
(+) 12
Inversiones
2.697.332.233
2.568.523.741
642.228.526
(+) 14
Deudores
54.406.705.620
45.138.395.984
59.271.063.287
(+) 15
Inventarios
8.495.923.864
0
4.673.712.580
Activo Corriente
(+) 2
Pasivo Corriente
74.789.630.949
49.768.672.861
66.324.001.911
105.250.385.873
94.601.371.864
126.631.901.608
La razón corriente de
Pasivo Corriente
105.250.385.873
94.601.371.864 126.631.901.608
EEC se encuentra por
debajo del referente
Razón Corriente
0,71
0,53
0,52
establecido para el
Referente
1,82
1,53
1,53
año 2012. La razón
corriente de la Compañía sea mantenido estable y sin cambios significativos (0.53 veces en el año
2011 a 0.52 veces en el año 2012), es decir que por cada peso que la entidad debe a corto plazo,
cuenta con $0,52 pesos de sus activos realizables para respaldar esa obligación.
67
1.4. Margen Operacional
Este indicador mide la parte de la utilidad generada por la operación del negocio que desarrolla la
compañía antes de intereses, impuestos, depreciaciones, amortizaciones y resultados no
operacionales.
El resultado del indicador no cumple con el referente establecido por la CREG de 21,44%, sin
embargo, está muy cerca en 2,05 puntos porcentuales de su cumplimiento.
Margen Op eracional
Año 2010
(+) 42
Venta de Bienes
(+) 43
Año 2011
Año 2012
0
0
0
Venta de Servicios
279.310.225.870
262.527.485.015
283.813.081.834
(-) 51
Administración
(38.844.973.052)
(25.469.731.414)
(34.473.057.335)
(-) 53
Provisión Agotamiento
(19.081.066.431)
(18.366.020.868)
(22.929.377.633)
(-) 62
Costo de Venta de Bienes
0
0
0
(-) 63 y/o 65 Costo de Venta de Servicios
(199.893.109.950) (190.697.747.732) (201.248.700.906)
(+) 510209
Amortización cálculo actuarial pension actual
10.853.398.373
0
0
(+) 510210
Amortización cálculo actuarial fut. pensiones
601.253.940
0
0
(+) 510211
Amortización cálculo actuarial cuotas pensión
0
0
0
(+) 510212
Amortización liquidación provisional de bonos
0
0
0
(+) 510213
Amortización cálculo actuarial pension actual
0
0
0
(+) 5340
Amortización de Propiedades Planta y Equipo
0
0
0
(+) 5344
Amortización de Bienes Entregados Terceros
0
0
0
(+) 5345
Amortización de Intangibles
289.610.826
318.701.826
350.061.309
(+) 750562
Amortización Cálculo Actuarial Futuras Pens.
0
0
0
(+) 7520
Amortizaciones
715.558.508
1.092.582.382
1.623.010.644
(+) 5330
Depreciación de Propiedades Planta y Equipo
246.484.039
270.450.664
500.279.654
(+) 5331
Depreciación Bienes "Leasing Financiero"
0
0
0
(+) 7515
Depreciaciones
4.187.601.546
5.527.691.490
6.676.521.038
(+) 5313
Provisión para Obligaciones Fiscales
13.872.644.874
17.510.951.710
17.298.269.358
(+) 7565
Impuestos
68.982.678
3.254.807.258
3.413.124.997
52.326.611.221
55.969.170.331
55.023.212.960
0
0
0
Eb itda
(+) 42
Venta de Bienes
(+) 43
Venta de Servicios
279.310.225.870
262.527.485.015
283.813.081.834
Ingresos Op eracionales
279.310.225.870
262.527.485.015
283.813.081.834
Margen Op eracional
18,73%
21,32%
19,39%
Referente
27,37%
21,44%
21,44%
68
El margen operacional disminuyó de un 21,32% en el 2011 al 19,39% en el 2012, debido a:
•
Crecimientos en los Gastos Operacionales de Administración correspondientes al doble
incremento en las contribuciones imputadas por $13.779 millones respecto al año anterior;
asociado a la actualización del Cálculo Actuarial por $7.171 millones y las mesadas pensiónales.
Adicionalmente la nueva provisión de deudores para el 2012 por $3.716 millones e incremento
del 25% en la provisión de agotamiento, ésta última relacionada con los recursos no
renovables para su explotación y acondicionamiento de terrenos y/o bosques.
1.5. Cubrimiento de Gastos Financieros
Este indicador mide la
capacidad de generación
de fondos por parte de
EEC para el pago de los
gastos financieros.
Cub rimiento de Gastos Financieros
Año 2010
Eb itda
(+) 5801
Intereses
(+) 5802
Comisiones
Año 2011
Año 2012
52.326.611.221
55.969.170.331
55.023.212.960
692.692.362
1.182.314.243
2.051.984.942
0
0
0
El resultado del indicador
Gastos Financieros
692.692.362
1.182.314.243
2.051.984.942
cumple ampliamente con
Cub rimiento G. Finan.
76
47
27
el referente establecido
Referente
6
6
6
por la SSPD de 6 veces,
superándolo en 21 veces. Sin embargo, se observa una disminución con respecto al año 2011 de
20 veces, lo cual se explica por una financiación a corto plazo que realizo EEC para cumplir con los
pagos programados.
2. Principales Indicadores Técnicos y Administrativos
Para la EEC, en su negocio de comercialización y distribución le aplican los indicadores que se
muestran a continuación:
2.1. Relación Suscriptores sin Medición (%)
En el año 2012 la EEC tuvo un total de 255.196 suscriptores, de los cuales 123 fueron suscriptores
sin medición; lo anterior representa un índice del 0,05%, calculado a través de la siguiente fórmula:
Suscriptores sin Medición
*100
Suscriptores Totales
Relación Suscriptores sin Medición =
Lo anterior quiere decir que el indicador cumple con el referente ya que es inferior al 5% en 4,95%.
En comparación con el año 2011, se observa una mejora en la relación suscriptores sin medición,
en la medida que disminuyó en 0,06% el indicador.
2009
0,32%
2010
0,20%
2011
0,11%
2012
0,05%
Lo anterior se explica por el cumplimiento del plan de recuperación de la energía ejecutado durante
los últimos 4 años, para el cual EEC ha orientado sus actividades hacia disminuir el número de
clientes sin medición.
69
2.2. Relación Reclamos Facturación (por 10.000 facturas)
En el año 2012, la Empresa tuvo un total de 2.478.790 facturas expedidas y se presentaron 6.410
reclamos, el indicador para el 2012 fue de 25,9% calculado bajo la siguiente fórmula:
Relación Reclamos Facturación =
Reclamos Facturación
Facturas Expedidas
*10.000
Lo anterior quiere decir que cumple con el referente ya que es inferior a este en 74,14%.
2009
57%
2010
63,60%
2011
35,28%
2012
25,9%
Éste indicador presenta una mejora frente al año anterior ya que disminuyó en 27%, esto a razón
de la estabilización de la operación y la mejora del proceso.
2.3. Atención Reclamos Servicio (%)
Durante el año 2012, la Empresa tuvo un total de 255.196 usuarios, de los cuales 3,865 fueron
afectados (Usuarios con Reclamos por el Servicio), por lo que el índice de atención reclamos
servicios fue de 1,51%, calculado con la siguiente fórmula:
Atención Reclamos Servicio =
Usuarios Afectados
Total Usuarios
*100
A continuación, resultados indicador de los últimos 4 años:
2009
0,12%
2010
0,30%
2011
0,22%
2012
1,51%
El crecimiento en los reclamos en el año 2012, se explica por el incremento en el volumen de
casos se debe a la entrada del nuevo Sistema Comercial EPICA, Cambio de Contrato de la
Operación Integral (OI) y el cambio de contrato del área de Mantenimiento y Obras.
2.4. Atención Solicitud de Conexión
EEC en el 2012 tuvo un total de 255.196 usuarios, de los cuales 1.831 fueron afectados, es decir
no fueron atendidos dentro del tiempo de referencia (15 días), lo que significa un índice de 0,72%
calculado bajo la siguiente fórmula:
Usuarios Afectados
Total Usuarios
Atención Solicitud Conexión =
*100
El resultado del indicador de 0.72% para el año 2012, se explica principalmente por la terminación
contractual con el contratista AENE, el cual realizaba actividades de atención en terrenos; ello
ocasiono en el mes de mayo no se atendieran las solicitudes en los tiempos establecidos.
2009
1,39%
2010
0,70%
2011
0,56%
70
2012
0,72%
La atención solicitud de conexión del año 2012, es superior en 0,16%, lo que quiere decir que el
resultado del indicador se deterioro en comparación con el año 2011. EEC no cumple con el
referente regulatorio el cual es de 0%.
Conclusiones
•
•
Los indicadores referentes de la evaluación de la gestión calculados, reflejaron un resultado
satisfactorio y su cálculo guarda consistencia con el recálculo realizado por AEGR.
Los indicadores financieros no presentaron cambios importantes frente al 2011.
En el Anexo 2, el cual transmitiremos al SUI, incluimos los resultados de los Indicadores y
Referentes de la Evaluación de Gestión de la Empresa. Dicho anexo incluye para cada uno de los
indicadores los comentarios y la explicación que la ESP dio, y el concepto por la explicación dada
por la ESP y el concepto general del AEGR.
71
V. Indicadores Clasificación por Nivel
de Riesgo y Concepto General de
Riesgo
1.
Objetivo del Informe
El propósito de este capítulo es presentar los riesgos que pueden afectar los
objetivos, el desempeño o la viabilidad de EEC y dar un concepto general sobre
el nivel de riesgo, de acuerdo con los parámetros establecidos por SSPD.
Esta revisión se refiere a los riesgos identificados durante el desarrollo de
AEGR, basados en la información provista por EEC y en el resultado de nuestra
auditoría. Igualmente, incluye los indicadores de clasificación por nivel de
riesgos definidos por SSPD y calculados por EEC, con base en la información
financiera al 31 de diciembre de 2012.
2.
Sistema de Gestión de Riesgos
Siguiendo los lineamientos establecidos en la Resolución SSPD 20061300012295 de 2006 y las
Resolución CREG 24 072 de 2002 modificada por la Resolución CREG 034 de 2004, presentamos el
resultado de nuestra evaluación al sistema de gestión de riesgos de la Organización y la
metodología de administración de los mismos en EEC, de acuerdo con los parámetros establecidos
por SSPD.
2.1. Estructura de Nuestro Enfoque Metodológico
El enfoque metodológico utilizado en EEC para conceptuar sobre el sistema de gestión de riesgos y
la identificación de los mismos, tuvo en cuenta las siguientes actividades:
•
Resultado de entrevistas sobre el elemento del sistema de control interno “Administración de
Riesgos” a 15 colaboradores de la Compañía, teniendo como marco de referencia COSO 25
•
Reunión con el área responsable de Administración de Riesgos de EEC.
•
Entendimiento del negocio y flujo de actividades de cada proceso en EEC.
•
Identificación de riesgos asociados a los procesos, estableciendo su probabilidad de ocurrencia
e impacto según criterios requeridos por SSPD.
•
Identificación de controles asociados a los riesgos identificados en cada proceso, cuya
calificación se realizó a partir de lo requerido por SSPD.
24
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas.
Siglas en inglés: Comité de las Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión Nacional de Reportes Financieros
Fraudulentos – The Committee of Sponsoring Organization of the Treadway Commission.
25
72
2.2. Estructura del Sistema de Gestión de Riesgos en EEC
La administración del sistema de gestión de riesgos de EEC está a cargo de la Oficina de
Planeación y Regulación; sin embargo, cada área es la responsable de la gestión de los riesgos que
afecten sus actividades y resultados. El proceso de administración de los riesgos centralizado en
dicho sistema está enfocado a los riesgos estratégicos con magnitud residual extrema,
estableciendo planes de acción de atención principal del Comité de Riesgos; los demás riesgos de
menor magnitud siguen siendo gestionados y monitoreados por las distintas áreas.
Metodología para la Gestión de Riesgos
Teniendo como marco de referencia COSO ERM y lo establecido por SSPD, se observó que EEC
ha definido la siguiente metodología para la gestión de riesgos:
Gobernabilidad
EEC estableció que se informe a la Junta Directiva, a través del Comité de Auditoría, los temas
relacionados con la gestión de riesgos en la Organización, entre los que se encuentran el perfil de
riesgo, la revisión del Sistema de Gestión de Riesgos y los planes de acción anualmente
establecidos.
EEC definió los siguientes documentos para la gestión de riesgos: Norma de Gestión de Riesgos y
Política de Gestión de Riesgos. Dicha norma establece el marco normativo que permite identificar,
analizar y valorar los riesgos que enfrenta EEC en el ejercicio de sus actividades de generación,
distribución y comercialización de energía, con el objeto de definir las acciones que los mitiguen, de
tal manera que se facilite el logro de sus objetivos. Este documento contiene las directrices en
relación con: el contexto de la gestión de riesgos, órganos que intervienen en la gestión de riesgos,
la estructura de gobierno de riesgos, identificación de riesgos, análisis de riesgos, evaluación de
riesgos, tratamiento de riesgos, comunicación e información, descripción del cargo / indicadores
claves de desempeño, capacitación, cultura de gestión de riesgos, etc.
Por su parte, la política contiene directrices en cuanto al compromiso organizacional y principios
básicos de la política en relación con: el Sistema de Gestión de Riesgos, responsabilidades,
órganos que intervienen en el Sistema de Gestión de Riesgos, Recursos, etc.
Identificación de los riesgos
El proceso de identificación de los riesgos lo lidera la Oficina de Planeación y Regulación, la cual se
reúne con los diferentes líderes de procesos con el fin de identificar y valorar los riesgos. Para la
identificación de riesgos se definieron las siguientes herramientas: listas de chequeo, juicios con
base en experiencia y registros, diagrama de flujo, lluvia de ideas, análisis de sistemas y análisis por
escenarios. Igualmente, en la norma de riesgos están definidas las directrices para la valoración y
tratamiento de los riesgos.
73
Cuantificación y tratamiento de los riesgos
EEC definió las tablas de valoración de criterios, en las cuales se establece el impacto y la
probabilidad del riesgo, los cuales se basan en criterios cuantitativos.
Los criterios de probabilidad son: casi seguro (probabilidad de ocurrencia más de una vez al año),
probable (probabilidad de ocurrencia una vez al año), posible (probabilidad de ocurrencia una vez
cada 5 años), improbable (probabilidad de ocurrencia una vez cada 10 años) y raro (probabilidad de
ocurrencia una vez cada 25 años).
Los criterios para medir la severidad del impacto incluyen asuntos como muertes, afectación de
margen o de activos, de la reputación y de la continuidad del servicio. En este sentido, de acuerdo
con el impacto los riesgos se pueden clasificar en: catastróficos (5), mayores (4), moderados (3),
menores (2) e insignificantes (1).
De acuerdo con la combinación de probabilidad de ocurrencia y severidad del impacto, los riesgos
se ubican en la matriz clasificados según su magnitud como: extremo, alto, moderado o bajo,
según corresponda.
Una vez clasificados los riesgos, se analizan para determinar si se pueden asumir, eliminar,
manejar/controlar, o compartir/transferir. De acuerdo con la valoración de la magnitud residual de
los riesgos, la tolerancia a los riesgos, el mejoramiento/efectividad de la gestión (control) y de la
disponibilidad de recursos, se define cuales de los riesgos tienen carácter de prioritario y para éstos
se reestructuran los controles y/o planes de acción existentes o se definen nuevos. Los riesgos
extremos son los que se priorizan para el monitoreo por parte del Comité de Riesgos, los cuales
por lo general pueden representar interrupciones significativas en la operación, impactos
importantes en la reputación, pérdida relevante de margen o activos, o amenaza grave a la
integridad física de las personas y/o pérdida de vidas humanas. Los demás riesgos de menor
magnitud son igualmente gestionados y monitoreados por las distintas áreas.
Monitoreo y reporte
La Oficina de Planeación y Regulación es la responsable del monitoreo de los riesgos, actividad que
consiste en el seguimiento al cumplimiento de los planes de acción definidos para los riesgos
prioritarios, actualización periódica de la matriz de riesgos y reporte de la gestión de riesgos al
Comité de Riesgos y al Comité de Auditoría. Según el último informe presentado al Comité de
Auditoría, se han identificado 78 riesgos que podrían afectar la gestión u operación de EEC, los
cuales al finalizar el año 2012 estaban clasificados de la siguiente manera (de acuerdo con su riesgo
residual, es decir, después de controles): 13 riesgos extremos, 22 riesgos altos, 30 riesgos
moderados y 13 riesgos bajos.
3.
Matriz de Riesgos
Teniendo en cuenta los criterios establecidos por SSPD a través de su Resolución
20061300012295 de 2006 y la Resolución CREG 072 de 2002 modificada por la Resolución CREG
034 de 2004, se realizó la identificación y evaluación de los riesgos y controles asociados a los
procesos manejados en EEC.
De igual forma, para establecer la criticidad de dichos riesgos, se tuvieron en cuenta los objetivos
estratégicos y los criterios de evaluación de riesgos en probabilidad de ocurrencia e impacto
definidos en EEC, homologados a lo requerido por SSPD, cuyo resultado final y detallado se puede
74
observar en el anexo de Matriz a reportar al SUI 26 a través de la página web www.sui.gov.co,
Anexo 3. La valoración de los riesgos de acuerdo con los criterios requeridos por SSPD, la
realizamos a partir de la valoración del riesgo residual que tiene definida EEC para cada uno de los
riesgos identificados.
Criterios de SSPD
Los criterios establecidos para la evaluación de riesgos en cuanto a su probabilidad de ocurrencia e
impacto, son:
Calificación
Descripción
Criterios de Calificación
Probabilidad de
ocurrencia
Riesgos
1
Baja
2
Medio
3
Alto
Ocasionalmente
podría
presentarse
Puede
presentarse
algunas veces
Es probable que
ocurra muchas
veces
Magnitud de impacto
El impacto no afecta de manera significativa y puede ser asumido por
el giro normal de las operaciones de la Empresa, ya que no afecta la
prestación del servicio, ni la viabilidad financiera ni la relación con el
usuario
Se puede ver afectada la eficiencia de la Empresa disminuyendo la
calidad del servicio, generando insatisfacción en el usuario y retrasos
en la operación
Se afectan los estándares de los indicadores, se generan
incumplimientos regulatorios, se puede poner en riesgo la prestación
del servicio, la viabilidad empresarial y afectar la relación con el usuario
Controles
El control permite mitigar, reducir o prevenir el riesgo a un nivel aceptable o eliminarlo.
1
Eficiente
2
Ineficiente
La efectividad del control no es la deseada debido a su diseño o implementación. No logra
mitigar, reducir o prevenir el riesgo.
3
Inexistente
No existe control para el riesgo identificado.
Homologación de criterios
Teniendo en cuenta los criterios de SSPD y los establecidos por EEC, la siguiente es la
homologación de valoraciones de riesgos:
Criterios de Matriz de Riesgos y Homologación
Probabilidad
Según AEGR y EEC
Raro
Improbable
Posible
Probable
Casi certeza
Homologación Impacto según Homologación
a la SSPD
AEGR y EEC
SSPD
Insignificante
Baja
Bajo
Menor
Media
Medio
Moderado
Mayor
Alta
Alto
Severo
Para la valoración de los controles tuvimos en cuenta la magnitud del riesgo residual comparado
con la magnitud del riesgo puro valorado por EEC, ya que ésta contempla el efecto de los
controles. La valoración de los controles la realizamos de la siguiente manera:
26
SUI: Sistema Único de Información.
75
Si la magnitud del riesgo residual es igual a la magnitud del riesgo puro y no se observan
resultados en la mitigación del riesgo, el control es ineficiente porque no permite mitigar,
reducir o prevenir el riesgo.
Si la magnitud del riego residual es menor a la magnitud del riesgo puro o se evidencian
resultados en la mitigación del riesgo, el control es eficiente porque previene el riesgo o
permite mitigarlo o reducirlo en algún grado.
Para los riesgos con magnitud residual y magnitud pura valorados como "bajo", los calificamos
como eficiente.
•
•
•
3.1. Riesgos Identificados y Controles Asociados
Criticidad de Riesgos
Teniendo en cuenta lo establecido en la Resolución 20061300012295 de 2006 de SSPD, el
entendimiento de los procesos y las revisiones y valoraciones realizadas con los responsables de
los mismos, se obtuvo el siguiente mapeo general de los riesgos residuales:
Alto
2
1
Medio
Probabilidad
1
12
7
2
Bajo
Criticidad de Riesgos
6
4
2
Bajo
Medio
Impacto
Alto
De acuerdo con los criterios de SSPD; EEC puede estar
expuesta a 37 riesgos de los cuales, 22 tienen criticidad
baja, 10 tienen criticidad media y 5 presenten criticidad
alta.
Por otra parte, teniendo en cuenta las valoraciones y
criterios determinados por SSPD, establecimos una
valoración final de riesgo residual, que permite definir
resultados por cada Macroproceso, así:
La Oficina de Planeación y Regulación administra y realiza seguimiento a los riesgos identificados.
A continuación relacionamos los 10 riesgos principales de EEC, con los controles asociados, los
cuales fueron identificados por EEC y validados por KPMG;
76
Macroproceso: Financiera
Riesgo:
Afectación
por
quiebra/insolvencia
o
dependencia excesiva de un contratista
clave.
Afectación por reducción de la demanda de
energía en más de un 5% (ejemplo: por
recesión económica).
Controles:
1. Para compra de energía: Diversificación de
proveedores de energía, y mayoritariamente
generadores. Constitución de las garantías
requeridas por el mercado.
2. Con proveedores de la operativa: Planes B con
aprovisionamientos para contemplar soportes
o en convenios con otras empresas.
Análisis financiero y del respaldo de los
proveedores.
1. Riesgo externo de difícil gestión, no obstante
se efectúan seguimientos permanentes de la
evolución de la demanda y se cuenta con la
caracterización de los clientes para identificar
afectaciones importantes ante eventos
externos.
Macroproceso: Externos
Riesgo:
Afectación por cambios en la normativa
tributaria del Gobierno.
Controles:
1. Gestión de estabilidad jurídica ante el
Gobierno.
2. Claridad en los supuestos tributarios para optar
con planes de acción a la hora de que ocurran.
3. Análisis de propuestas de cambios a la
normativa e identificación de impactos.
Macroproceso: Administrativo
Riesgo:
Lesiones al personal propio o de terceros por
actividades específicas de la Compañía
(Accidentes de trabajo, caídas, resbalones,
etc.).
1.
2.
3.
4.
77
Control:
Programas de controles específicos para los
riesgos que pueden ocasionar muerte: riesgo
eléctrico, caída de altura, riesgo mecánico y
tránsito, buscando que la consecuencia sea
menor, en el mantenimiento de la vida de las
personas.
Esquemas de seguimiento por parte de
coordinadores de la situación de seguridad en
zonas para disminución en la frecuencia de
visita a zonas con este tipo. Implementación
de un esquema de seguridad física que busca
garantizar la mitigación del riesgo en los
desplazamientos a estas zonas.
Señalización en instalaciones y elementos de
seguridad (antideslizantes, etc.).
Adecuaciones locativas en los centros de
servicio para garantizar condiciones de
seguridad a los visitantes.
Comunicaciones de cuidado de acercamiento
a la red y la solicitud del cumplimiento de
normas de distancia.
Riesgo:
5.
6.
Control:
Programas de mantenimiento correctivo y
preventivo de redes.
Procedimiento de seguridad vial.
Macroproceso: Técnica y Operativo
Riesgo:
Rotura de maquinaria en la Planta de
Generación.
Falta de continuidad del servicio prestado
(incluye 4 causas: Dependencia topológica
de otros(s) OR, obsolescencia de la red,
topología de la red (radial) y STN.
Daños en la Infraestructura eléctrica por
Fenómenos Naturales
1.
2.
3.
4.
5.
1.
2.
Controles:
Plan de inversiones de la planta ejecutado y
proyectado.
Mantenimientos
programados
incluido
Overhaul.
Plan de Mantenimiento e Inversiones.
Plan de suplencias para mitigar dependencia
con otros OR.
Plan de contingencia ante eventos en el STN.
Planes de emergencia y algunas suplencias.
Planes
de
mantenimiento
sobre
la
infraestructura eléctrica para evitar el impacto
sobre los clientes.
Macroproceso: Comercial
Riesgo:
Afectación por aumento de las pérdidas de
energía.
Afectación por nivel inadecuado en el
recobro de la cartera.
Afectación por cambios mayores en la
regulación tarifaria, ambiental o de
regulación del sector eléctrico (ejemplo:
Cargo de comercialización)
Controles:
Planes de pérdidas con actividades de
recuperación de energía contratadas, tales
como focalización y macromedida.
1. Programas de recuperación de cartera, con
una cartera envejecida sujeta a cobro
ejecutivo.
1. Gestión regulatoria, revisión de propuestas de
regulación, análisis de impactos y emisión de
comentarios; y liderazgo y participación en los
gremios respectivos.
1.
En el Anexo 3 relacionamos la matriz de riesgos, con los principales riesgos identificados para
EEC, de acuerdo con los requerimientos de SSPD, la cual se reportará al SUI. La valuación de
dichos riesgos se hizo a partir del riesgo residual, ya que estos contemplan la mitigación de los
controles establecidos para cada uno.
Conclusiones
La identificación de los riesgos que podrían afectar la gestión de EEC, se realizó a partir de la matriz
de riesgos estratégicos que tiene identificada EEC, la cual se homologó a los requerimientos de
SSPD a través de la Resolución 20061300012295 de 2006, y se procedió a seleccionar los riesgos
más relevantes. De acuerdo con lo anterior, identificamos 37 riesgos, de los cuales, 22 presentan
criticidad baja, 10 con criticidad media y 5 riesgos con criticidad alta.
78
4.
Indicadores Clasificación por Nivel de Riesgos
Como complemento al análisis de la información financiera de EEC por el año terminado el 31 de
diciembre de 2012, a continuación presentamos el cálculo de los indicadores de clasificación por
nivel de riesgo, definidos en el numeral 5 de la Resolución SSPD 12295 de 2006 en concordancia
con la Resolución CREG 034 de 2004, modificatoria de la Resolución CREG 072 de 2002.
Para estos indicadores ni SSPD ni CREG han establecido referentes, así como tampoco se han
definido metas a nivel interno, por lo cual, con el objeto de tener una perspectiva más amplia del
comportamiento de la estructura financiera de EEC, nuestro parámetro de comparación para este
informe es el año inmediatamente anterior, es decir, el año 2011.
Los resultados de los indicadores para el año 2011 y 2012 los calculamos con base en los estados
financieros elaborados por EEC, con corte al 31 de diciembre de 2012, correspondiente al Negocio
de Distribución y Comercialización de Energía.
Indicadores por Nivel de Riesgo año 2011 y 2012 (Cifras en Millones de $)
Indicador
Variables
Año 2011
Valor Resultado
146.956
94.601
1,36
55.969
17.511
Año 2012
Variación %
Valor Resultado
186.475
126.632
1,59
0,22
55.023
17.298
(EBITDA / Activo total) X 100
55.969
11,93%
468.980
55.023
10,26%
536.235
-1,67%
Fórmula de cálculo
Período de pago del
pasivo de largo plazo
(años)
Pasivo total
Pasivo corriente
EBITDA
Impuesto sobre la renta
Rentabilidad sobre los
activos (%)
EBITDA
Activo total
Rentabilidad sobre el
patrimonio (%)
EBITDA
Gastos Financieros
Impuesto sobre la renta
Patrimonio
(EBITDA - Gastos financieros - Impuesto
de renta / Patrimonio) X 100
55.969
1.182
11,58%
17.511
322.024
55.023
2.052
10,20%
17.298
349.761
-1,38%
Rotación de activos fijos Ingresos operacionales
(veces)
Activos fijos
Ingresos operacionales / Activos fijos
262.527
128.631
2,04
283.813
179.399
1,58
(0,46)
Capital de trabajo sobre Capital de trabajo
activos (%)
Activo total
(Capital de trabajo / Activo total) X 100
14.023
468.980
2,99%
25.078
536.235
4,68%
1,69%
Servicio de la deuda
Patrimonio
(Servicio de la deuda / Patrimonio) X
100
0
322.024
0,00%
4.053
349.761
1,16%
1,16%
Flujo de caja
Flujo de caja sobre el
servicio de la deuda (%) Servicio de la deuda
(Flujo de caja / Servicio de la deuda) X
100
27.777
0
0%
(6.800)
-168%
4.053
-168%
(6.800)
-1,27%
536.235
-7%
Servicio de la deuda
sobre el patrimonio (%)
Pasivo total - Pasivo corriente / EBITDA Impuesto de renta
Flujo de caja sobre
activos (%)
Flujo de caja
Activo total
(Flujo de caja / Activo total) X 100
27.777
468.980
5,92%
Ciclo operacional (días)
Rotación de cuentas por cobrar
Rotación de cuentas por pagar
Rotación de cuentas por cobrar Rotación de cuentas por pagar
129,75
55,30
74
Patrimonio sobre activos Patrimonio
(%)
Activo total
146
64
82
7,42
(Patrimonio / Activo total) X 100
322.024
68,66%
468.980
349.761
65,23%
536.235
-3,44%
Pasivo corriente sobre
pasivo total (%)
Pasivo corriente
Pasivo total
(Pasivo corriente / Pasivo total) X 100
94.601
64,37%
146.956
126.632
67,91%
186.475
3,53%
Activo corriente sobre
activo total (%)
Activo corriente
Activo total
(Activo corriente / Activo total) X 100
49.868
10,63%
468.980
66.571
12,41%
536.235
1,78%
79
En el Anexo 4 de este informe, el cual transmitiremos al SUI 27, relacionamos el resultado de cada
uno de estos indicadores, con los comentarios y explicaciones dadas por EEC, asimismo incluimos
nuestro concepto sobre dicha explicación, así como el concepto general de KPMG, de acuerdo con
lo requerido en la Resolución SSPD 12295 de 2006 en concordancia con la Resolución CREG 034
de 2004, modificatoria de la Resolución CREG 072 de 2002.
A continuación, damos una breve explicación del resultado y evolución de cada uno de los
indicadores junto con su respectiva gráfica; dando respuesta a lo solicitado por SSPD.
•
Período de Pago del Pasivo de Largo Plazo
El resultado de este indicador
muestra que para el año 2012 la
gestión operativa de EEC generó
una capacidad para cubrir sus
obligaciones a largo plazo en
períodos superiores a un año
(1,58 años), de la misma forma
que en 2011.
Período de pago del pasivo de largo plazo (años)
Cifras expresadas en millones de pesos
Año 2011
146.956
Pa s i vo tota l
94.601
Pa s i vo corri ente
52.354
Pa s i vo tota l - pa s i vo corri ente
55.969
EBITDA
17.511
Impues to s obre l a renta
38.458
EBITDA - i mpues to s obre l a renta
Período de pago pasivo LP (años)
1,36
Año 2012
186.475
126.632
59.843
55.023
17.298
37.725
1,59
El resultado de este indicador en
los últimos 2 años ha tenido un leve crecimiento de 0,22 veces producto del pasivo pensional de la
Compañía.
•
Rentabilidad sobre Activos
Para el año 2012 la rentabilidad Rentabilidad sobre los activos (%)
Año 2011
Año 2012
sobre activos fue del 10,26%, es Cifras expresadas en millones de pesos
55.969
55.023
EBITDA
decir que por cada peso invertido
468.980
536.235
Acti vo tota l
se
generaron
$0,1026;
la
11,93%
10,26%
rentabilidad
del
activo
se Rentabilidad sobre los activos (%)
mantuvo prácticamente igual frente a la generada en el año 2011, cuando fue de 11,93%.
•
Rentabilidad sobre Patrimonio
La Rentabilidad del Patrimonio Rentabilidad sobre el patrimonio (%)
para el año 2012 fue del 10,20%, Cifras expresadas en millones de pesos
Año 2011
Año 2012
lo cual quiere decir que los EBITDA
55.969
55.023
accionistas de la EEC obtuvieron Gastos Financieros
1.182
2.052
un
rendimiento
sobre
su Impuesto sobre la renta
17.511
17.298
inversión de $ 0.1020 por cada EBITDA - Gastos financieros - Impuesto de renta
37.276
35.673
peso invertido. Frente al año Pa tri moni o
322.024
349.761
2011, este indicador disminuyó Rentabilidad sobre el patrimonio (%)
11,58%
10,20%
en 1,67%. La variación se debe a
que la Compañía no decretó dividendos por las utilidades del año 2011, por lo que se evidencia un
incremento importante en el patrimonio.
27
SUI: Sistema Único de Información
80
•
Rotación Activos Fijos
La rotación de los activos fijos al Rotación de activos fijos (veces)
Año 2011
Año 2012
31 de diciembre de 2012 fue de Cifras expresadas en millones de pesos
262.527
283.813
Ingres
os
opera
ci
ona
l
es
1,58 veces, lo que quiere decir
128.631
179.399
Acti
vos
fi
jos
que por cada peso invertido en
2,04
1,58
Rotación
de
activos
fijos
(veces)
activos fijos, se generaron $1,58
de ingresos operacionales. El resultado de este indicador fue menor al obtenido en el año 2011,
cuando fue de 2,04 veces, presentando una variación del 22,49%. La disminución de este indicador
se debe principalmente a que EEC tuvo una ejecución durante el año 2012 orientada a la inversión
de activos fijos, con el fin de dar cobertura al programa de calidad de servicio, riesgo operativo y
nueva demanda.
•
Capital de Trabajo sobre Activos
Para el año 2012 el capital de Capital de trabajo sobre activos
trabajo sobre activos fue del Cifras expresadas en millones de pesos
Año 2011
Año 2012
4,68%,
presentando
un Ca pi ta l de tra ba jo
14.023
25.078
468.980
536.235
incrementó de 1,69 puntos Acti vo tota l
2,99%
4,68%
porcentuales respecto al año Capital de trabajo sobre activos
2011. Esta variación se explica principalmente por la gestión y el proceso de normalización de la
cartera morosa de los clientes TOP, ofreciendo financiaciones y flexibilidad en los plazos e
intereses a cobrar, además de un de incrementó en la propiedad, planta y equipo de la Compañía
por $50.768 millones.
•
Servicio de Deuda sobre Patrimonio
El servicio de la deuda sobre el
patrimonio para el año 2012 fue
de 1,16% lo que quiere decir
que por cada peso invertido en
patrimonio
se
tienen
comprometidos $ 0.0116 en el
servicio de la deuda.
Servicio de la deuda sobre el patrimonio
Servi ci o de l a deuda
Pa tri moni o
Servicio de la deuda sobre el patrimonio
Año 2011
322.024
0,00%
Año 2012
4.053
349.761
1,16%
La compañía en los años 2010 y 2011, no generó servicio de deuda; por esta razón, no hay un
parámetro de comparación.
•
Flujo de Caja sobre Servicio de Deuda
El resultado del indicador para el
año 2012 es de -168%, producto
de la variación del capital de
trabajo de la Compañía.
Flujo de caja sobre el servicio de la deuda
Fl ujo de ca ja
Servi ci o de l a deuda
Flujo de caja sobre el servicio de la deuda
Año 2011
27.777
0,00%
Año 2012
(6.800)
4.053
-168%
Al igual que el servicio de deuda
sobre patrimonio la Compañía en los años 2010 y 2011, no generó servicio de deuda, por esta
razón no hay un parámetro de comparación.
81
•
Flujo de Caja sobre Activos
Para el año 2012 el flujo de caja Flujo de caja sobre activos
sobre activos disminuyó frente Cifras expresadas en millones de pesos
Año 2011
Año 2012
al resultado de este indicador en Fl ujo de ca ja
27.777
(6.800)
468.980
536.235
el año 2011, pasando de 5,92% Acti vo tota l
5,92%
-1,27%
a -1,27%. Ello se explica, Flujo de caja sobre activos
principalmente por la variación del Capital de Trabajo, explicado en el indicador Capital de Trabajo
sobre Activos; adicionalmente. , la disminución del indicador se fundamenta por los pagos
asociados al plan de inversión del año 2012 el cual implicó un mayor esfuerzo que en el año 2011,
reflejándose el incremento de la propiedad, planta y equipo y de las existencias requeridas para la
ejecución del plan.
•
Ciclo Operacional
El Ciclo Operacional de EEC para
el año 2012 fue de 82 días. Se
observa una variación del 10%
con respecto al año 2011, el cual
fue de 75 días. Esta variación se
debe, principalmente a:
•
•
Rota ci ón de cuenta s por cobra r
Rota ci ón de cuenta s por pa ga r
Año 2011
129,75
55,30
74,45
Año 2012
145,50
63,62
81,88
En el año 2012, EEC continuó con el proceso de normalización de cartera morosa, que
consistió en un acercamiento a los clientes TOP de deuda, ofreciendo financiaciones.
Aumentó en las cuentas por pagar de bienes y servicios, explicado principalmente por la
amortización de anticipos por conceptos de ADD’s a Codensa.
De acuerdo con el resultado de este indicador para los últimos dos años, el Ciclo Operacional se
está ampliando, lo que quiere decir que EEC paga sus obligaciones más rápido que el tiempo en el
cual recibe el efectivo generado por su operación.
•
Patrimonio sobre Activos
El Patrimonio sobre Activo para Patrimonio sobre activos
el año 2012 fue del 65,23%, Cifras expresadas en millones de pesos
presentando una disminución de Pa tri moni o
3,43 puntos porcentuales, frente Acti vo tota l
al año 2011. Esta disminución se Patrimonio sobre activos
debe, principalmente, a que no
decretaron dividendos por las utilidades del año 2011.
•
Año 2011
322.024
468.980
68,66%
Año 2012
349.761
536.235
65,23%
Pasivo Corriente sobre Pasivo Total
El Pasivo Corriente sobre el Pasivo corriente sobre pasivo total
Pasivo Total pasó del 64,37% al Cifras expresadas en millones de pesos
Año 2011
Año 2012
67,91% para el año 2012, lo cual Pa s i vo corri ente
94.601
126.632
quiere decir que se presentó una Pa s i vo tota l
146.956
186.475
variación
de
3,53
punto Pasivo corriente sobre pasivo total
64,37%
67,91%
porcentuales. Dicha variación se
debe al pago por los anticipos de ADD´s, recibido de Condensa ya referido anteriormente.
82
•
Activo Corriente sobre Activo Total
El Activo Corriente de EEC pasó Activo corriente sobre activo total
Año 2011
Año 2012
de representar el 10,63% de los Cifras expresadas en millones de pesos
49.868
66.571
activos totales en el año 2011, al Acti vo corri ente
468.980
536.235
12,41% para el año 2012, Acti vo tota l
10,63%
12,41%
presentando una variación de Activo corriente sobre activo total
1,78 puntos porcentuales. Esta variación se debe a la disminución del disponible como resultado de
la ejecución del Convenio Interinstitucional entre la Gobernación de Cundinamarca, Codensa y EEC.
4.1. Comentarios y Explicaciones de la EEC para cada Indicador
Los comentarios y las explicaciones dadas por EEC sobre el resultado y la evolución de cada uno
de los Indicadores de Clasificación por Nivel de Riesgo son coherentes con la situación financiera
del negocio de transmisión de energía.
4.2. Concepto General Nivel de Riesgo
De acuerdo con el resultado de la evaluación del Sistema de Control Interno, al resultado de la
identificación de los riesgos (Matriz de Riesgos), al resultado de los Indicadores de Clasificación por
Nivel de Riesgo, y los demás temas analizados en el Informe de AEGR 2012, concluimos que el
Nivel de riesgo de EEC es A, es decir el nivel de riesgo es Bajo, por las siguientes razones:
•
De acuerdo al resultado del análisis de las respuestas de los colaboradores entrevistados, el
análisis de la información entregada por EEC y consultada en la Intranet y en la página Web de
EEC, y de las pruebas corroborativas que efectuamos, se determinó que el nivel de madurez
del Sistema de Control Interno en EEC es de 4.33 sobre 5, es decir, el nivel de madurez se
adecúa a una buena práctica. Ello obedece a que EEC ha desarrollado y mantiene una
estructura de control interno que le permite conducir de manera ordenada sus operaciones y
contribuye con el logro de sus objetivos empresariales, dando una seguridad razonable en
cuanto al cumplimiento de normas, políticas y procedimientos. Cabe aclarar que cualquier
sistema de control interno presenta limitaciones inherentes, por lo que el sistema de control de
la Empresa puede llegar a no prevenir o detectar desviaciones importantes.
•
EEC cuenta con un área encargada de la gestión de los riesgos, la cual liderara el Sistema de
Administración de Riesgos, sin embargo, cada área es responsable de los riesgos que afecten
la gestión de esta. El proceso de gestión de los riesgos se concentra en los riesgos con
magnitud residual extrema, estableciendo planes de acción. Para lo anterior, se tiene definido
un marco normativo que permite identificar, analizar y valorar los riesgos que enfrenta la EEC
como resultado de la generación, distribución y comercialización de energía, con el objeto de
definir las acciones que los mitiguen, de tal manera que se facilite el logro de sus objetivos.
•
A partir de los resultados de los Indicadores de Clasificación por nivel de riesgos, se puede
observar que la rentabilidad del negocio es satisfactoria.
83
VI. Sistema de Control Interno
1. Objetivo del Informe del SCI
1. Realizar un diagnóstico que le permita a la Empresa de Energía de
Cundinamarca S. A. ESP en adelante EEC, conocer el estado actual o nivel de
madurez de su estructura de control frente a los componentes del Sistema de
Control Interno - SCI y de sus elementos que lo conforman:
•
•
•
•
•
Ambiente de Control.
Gestión de Riesgos.
Actividades de Control.
Información y Comunicación.
Monitoreo.
2. De Conformidad con el artículo 51 de la Ley 142 de 1994, modificado por el
artículo 6° de la Ley 689 de 2001, todas las empresas de servicios públicos
están obligadas a contratar un Auditor Externo de Gestión y Resultados, con el
fin de que este evalúe el SCI de acuerdo con la Resolución 20061300012295
de 2006 emitida por SSPD.
El enfoque metodológico utilizado en EEC para desarrollar el diagnóstico del SCI en cada uno
de sus componentes, consideró las siguientes actividades:
•
•
•
•
•
2.
Entrevistas con los encargados de los procesos.
Identificación de los elementos del Sistema de Control Interno.
Análisis del contenido y verificación de su implementación.
Validación con Control Interno.
Determinación de los asuntos relevantes, oportunidades de mejora y recomendaciones
sobre cada elemento del Sistema de Control Interno evaluado.
Marco de Trabajo
Para el desarrollo del trabajo, realizamos un diagnóstico del Sistema de Control Interno - SCI, el cual
tuvo como marco de referencia COSO 28, con el fin de alinear los elementos de control a nivel de
cada componente con los actualmente definidos y ejecutados en EEC, de acuerdo con buenas
prácticas de Control Interno.
3.
Estructura de Nuestro Enfoque Metodológico
La metodología para el diagnóstico del SCI consistió en:
a.
Entrevistamos a 15 colaboradores de EEC para conocer su perspectiva sobre el SCI, a través
de la aplicación de un cuestionario de evaluación bajo la estructura modelo de control COSO.
La siguiente es la relación de los colaboradores encuestados:
28
Committee of Sponsoring Organizations – COSO, es una iniciativa conjunta de las cinco organizaciones del sector privado
(American Accounting Association, American Institute of CPAs´, Financial Executives International, The Association for
Accountants and Financial Professionals in Business, y el Iinstitute of Internal Auditors), que se dedica a proveer liderazgo a
través del desarrollo de los marcos y directrices sobre la gestión del riesgo, control interno y la disuasión del fraude.
84
Área
Entrevistado
Gerente General
Carlos Mario Restrepo
Gerente Administrativo y Financiero
Alba Marina Urrea
Gerente Comercial
Diego Muñoz Hoyos
Gerente Gestión Redes ( E )
Olga Constanza Acosta Salazar
Defensor del Cliente
Adriana Santos
División Contabilidad, Impuestos y Control
Rocío Cárdenas Jiménez
Jefe Oficina de Planeación y Regulación
Olga Cecilia Pérez Rodríguez
Jefe Oficina Jurídica
Alberto Duque Ramírez
Jefe División Control Pérdidas
Nelson Beltrán
Jefe División de Cartera
Juan José Cubillos
Responsable Unidad Mercadeo
Gustavo Páez
Responsable Unidad Operación Integral
Jairo Zambrano
Responsable Unidad Investigaciones Especiales
Lida Rocío Aguirre
Responsable Unidad de Control Interno
Andrés Carantonio
Responsable Unidad Compras Energía
Jaime Cortés
b. Realizamos pruebas corroborativas de la información obtenida en las entrevistas.
c.
Revisamos la información entregada por EEC y/o consultada directamente en la Intranet y en la
página web de EEC para analizar la coherencia entre el resultado de la entrevista y la
información soporte.
Los niveles de madurez utilizados para la evaluación del SCI, son:
Calificación
Convenciones
Descripción
1
En Total
Desacuerdo
Carencia completa de cualquier elemento reconocible e implementado en la
organización para administrar el Sistema de Control Interno.
2
En desacuerdo
El elemento del Sistema de Control Interno, se encuentra levemente
implementado en la Organización, cuyo diseño y aplicación requiere ser
replanteado para permitir su adecuada administración y monitoreo.
3
Neutral
Los componentes del elemento del Sistema de Control Interno son
desconocidos y no administrados en la organización. El elemento es identificado
por los funcionarios; sin embargo, desconocen su objetivo y forma de aplicación
dentro de la Organización.
4
De acuerdo
El elemento esta implementado en la organización; sin embargo, requiere
mejoras que le permitan monitorear y medir su aplicación a nivel de mejor
practica.
5
Totalmente de
acuerdo
El elemento es implementado en la Organización y considerado como buena
práctica, permitiendo tener un adecuado nivel de madurez.
85
4.
Resumen de la Evaluación del Sistema de Control Interno
El diseño, establecimiento y mantenimiento de un Sistema de Control Interno es responsabilidad
de la Administración de EEC. Nuestra responsabilidad consiste en expresar un concepto sobre el
resultado de la revisión.
A continuación presentamos un resumen de los resultados de la evaluación del Sistema de Control
Interno, desde el punto de vista de y según la evaluación realizada por KPMG:
Evaluación Sistema de Control Interno
Elementos de COSO
Ambiente de Control
4,47
Gestión de Riesgos
4,18
Actividades de Control
4,19
Información y Comunicación
4,53
Monitoreo
4,30
Sistema de Control Interno
4,33
0
2
1
3
4
5
Escala de Calificación
Según la perspectiva de los colaboradores de EEC que participaron en la evaluación, el Sistema de
Control Interno de la Empresa tiene una calificación promedio de 4,33, lo cual indica que para ellos
los componentes calificados son considerados como una buena práctica.
Esta calificación muestra que los componentes y en especial el Sistema de Control Interno se
mantienen en funcionamiento frente a la evaluación realizada por la AEGR en el año 2011. Nuestra
evaluación independiente indica que cada uno de los componentes del Sistema de Control Interno
está evaluado, implementado y administrado en la organización.
Algunos aspectos relevantes del Sistema de Control Interno de EEC son:
•
La misión y visión de la Organización es conocida y comprendida por la Dirección y los
colaboradores de la Empresa; los objetivos definidos están acordes con la misión definida.
•
Existe un compromiso por parte de la Dirección para que los objetivos sean conocidos y
comprendidos por todos los colaboradores.
•
Se actualizan periódicamente los elementos como planeación estratégica, competencias,
estructura organizacional, documentación de políticas y procedimientos, con el fin de asegurar
que han sido formalizados todos los lineamientos definidos y que se espera que éstos sean
cumplidos y acatados por los colaboradores.
•
Los colaboradores conocen los objetivos de la unidad donde se desempeñan y cómo su
función contribuye al logro de los objetivos generales. Esto es fundamental para lograr un
compromiso mayor en las personas que se desempeñan en una organización.
86
•
Por medio del Acta N° 767 de la Junta Directiva Celebrada el 20 diciembre de 2012; se resolvió
modificar el Código de Buen Gobierno, debido a las sugerencias realizadas por la
Superintendencia Financiera: dado que en el Código de Buen Gobierno a la EEC se le daba la
calidad de emisor de valores y EEC no ostenta esta calidad.
•
Los riesgos que podrían afectar la consecución de los objetivos de la organización, tanto
externos como internos, son identificados, valorados y controlados.
•
El entendimiento de los dueños de procesos de la importancia de gestionar y evaluar los
riesgos periódicamente y adoptar la cultura de gestión de riesgos y control como clave para
cumplir los objetivos organizacionales, permite que el Control Interno sea un sistema dinámico.
•
Se considera dentro de las decisiones de la organización, un cuidadoso análisis de los riesgos
asumidos. No se toman decisiones sin considerar los impactos adversos de los riesgos que se
asumen.
•
A la Junta Directiva se le han presentado los indicadores que miden el cumplimiento de los
objetivos de la empresa (objetivos estratégicos) desde la perspectiva financiera, operativa,
mercadeo, regulatoria, etc.
•
Los sistemas de Información soportan los procesos del negocio.
•
EEC se encuentra certificada en la Norma de Calidad ISO 9001:2008 y en la Norma de
Seguridad y Salud Ocupacional OHSAS 18001:2007. Para dar cumplimiento a las anteriores
normas, EEC estructuró su mapa de procesos, clasificándolos de la siguiente manera:
-
Procesos de Direccionamiento y Control: Planeación Empresarial y Control de Gestión.
Procesos de Realización: Mercadeo, Compra de Energía, Nuevos Suministros, Planeación
de la Red, Ingeniería, Obras, Operación y Mantenimiento Correctivo de la Red,
Mantenimiento Preventivo de la Red, Facturación y Cartera.
Procesos de Soporte: Gestión del Recurso Humano, Gestión de Aprovisionamientos,
Gestión Financiera, Gestión Administrativa, Gestión de Comunicaciones, Seguridad y
Salud Laboral, Tecnología de la Información, y Gestión de Procesos.
Para lo anterior, se tienen documentadas normas, procedimientos, manuales, guías,
instructivos, planillas y formatos. Dichos documentos son revisados por los dueños de los
procesos respectivos y aprobados por la Gerencia General o por la gerencia a la cual
pertenecen, según corresponda.
•
En todos los niveles de la organización existen responsabilidades de control.
•
EEC estructuró el Proceso de Control de Gestión, con el fin de verificar el desempeño de los
procesos mediante auditorías de calidad de manera objetiva, manteniendo las evidencias
necesarias, que permitan determinar la eficacia de los mismos y la conformidad del sistema
integrado de gestión, y velar porque EEC en el cumplimiento de sus funciones no actúe en
contravía con los derechos que le asisten a los clientes ni de aquellos derivados del contrato de
prestación de servicio de energía eléctrica. Para este proceso se definió el Procedimiento para
las Auditorias del Sistema de Gestión. Para este proceso se tienen establecidos los siguientes
indicadores de gestión: cumplimiento del programa de auditorías; a octubre se realizaron todas
las auditorias, según los resultados reportados a la herramienta Isolución; y tiempo promedio
de respuestas Defensoría del Cliente.
87
•
La Dirección transmite a todos los niveles de la estructura organizacional de forma contundente
y permanente, su compromiso y liderazgo con los controles implementados y con los valores
éticos. De igual manera, es encargada de hacer comprender a todos los funcionarios el papel
que cada uno deberá cumplir dentro del sistema de control interno.
•
Las comunicaciones recibidas de los clientes, proveedores, la regulación y de terceros, son
dirigidas al área pertinente, para su debida respuesta y seguimiento.
•
Existen líneas abiertas (canales) de comunicación y una clara voluntad de escucha por parte de
los directivos.
•
Los sistemas de información, como elemento de control, están ligados estrechamente a los
procesos de planeación estratégica, (Sistemas integrados a la estructura).
•
Las directrices en relación con la protección de la información confidencial están definidas en el
Código de Buen Gobierno y en el Código de Ética.
•
Durante el año 2012, debido a un cambio en la priorización de las auditorías por la reasignación
de recursos no se realizó la auditoria al indicador de pérdidas de energía y balances de energía.
Dado que éstos corresponden a procesos Core del negocio, su auditoria ha sido incluida en el
plan del año 2013.
•
Durante el año 2012, EEC inició el proceso de montaje de un canal ético. Este canal ético
empezará a operar en el 2013.
•
EEC tiene establecidos los siguientes comités:
-
•
Comité de Dirección, el cual tiene como función principal el seguimiento periódico a la
gestión, así como la de asesorar al Gerente General en la adopción e implementación de
políticas, directrices y decisiones relacionadas con la gestión administrativa, económica y
financiera de los negocios de la Empresa.
Comité Económico, el cual tiene como función la verificación del contenido de las
solicitudes de oferta, la calificación y evaluación de las prórrogas y modificaciones de los
contratos en procedimientos contractuales.
Comité de Inversión.
Comité de Riesgos.
Entre otros.
Para cada proceso estructurado en el Sistema Integrado de Gestión, se definieron indicadores
con el fin de medir la gestión de cada uno, los cuales están publicados en la Intranet de la
Entidad, herramienta Isolución. Dicho sistema permite que cualquier colaborador pueda
visualizar los indicadores, revisar los comparativos y las proyecciones, generar reportes, realizar
mediciones y consultar estadísticas. Para cada indicador se definió su ficha técnica, la cual
contiene información como: objetivo, proceso al cual pertenece, responsable de la medición,
frecuencia de la medición, unidad de medida, fórmula del cálculo, fuente de la información,
tolerancia superior e inferior y descripción de la meta. Cada indicador cuenta con un histórico
de su medición, de acuerdo con su periodicidad, y con observaciones o justificaciones sobre el
respectivo resultado. El resultado de los indicadores más importantes, es presentado a la Junta
Directiva.
De acuerdo con el análisis de las respuestas de los colaboradores a la encuesta aplicada de la
información entregada por EEC, de las consultas en la página Web y del resultado de las pruebas
corroborativas, se determinó que el nivel de madurez del Sistema de Control Interno, es de 4,33
88
sobre 5, es decir, que EEC ha definido y consolidado un modelo de Sistema de Control Interno de
forma integrada en toda la Organización, más allá de los cambios regulatorios que impacten en el
proceso de cumplimiento requeridos por las diferentes normas y regulaciones.
Se observa que EEC mantiene su estructura de Control Interno. Ello le permite conducir de
manera ordenada sus operaciones y contribuye con el logro de sus objetivos empresariales, dando
una seguridad razonable en cuanto al cumplimiento de normas, políticas y procedimientos. Es
importante indicar que debido a las limitaciones inherentes de un Sistema de Control, el Sistema
de Control Interno de la Empresa puede llegar a no prevenir o detectar desviaciones. Así mismo, la
evaluación sobre efectividad para períodos futuros está sujeta al riesgo de que los controles
pueden volverse inadecuados a razón de cambios en las condiciones o que el grado de
cumplimiento de políticas y procedimientos puede deteriorarse.
Nota:
1. En el Anexo 5 damos respuesta a la Encuesta del Sistema de Control Interno requerido por la
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a través de su Resolución
20061300012295 de 2006, numeral 7.
89
IX Viabilidad Financiera
Evaluación de Viabilidad Financiera - Proyecciones Financieras.
Se revisaron las proyecciones a cinco años (2013 a 2017); el modelo tiene
como base las cifras reales a 31 de diciembre de 2012. Las proyecciones
incluyen el Estado de Resultados, el Balance General, el Flujo de Caja, los
supuestos macroeconómicos y los supuestos de la operación utilizados. Las
proyecciones fueron consolidadas por la División de Contabilidad, Impuestos y
Control de la Empresa de Energía de Cundinamarca (EEC) y corresponden a las
proyecciones que se ingresaron al SUI en abril 5 de 2013.
El ejercicio de proyección consta de diez pasos donde participan de manera
articulada las siguientes áreas de EEC:
División de
Contabilidad,
Impuestos y
Control.
1.Define
los
Supuestos Macro
Económicos.
División de
Facturación
Unidad de
Compras de
Energía
División de
Pérdidas
Oficina de
Planeación y
Regulación.
División de
Tesorería y
finanzas
2.El
área
de
Facturación define
la proyección del
número de clientes
por
tipo
de
Mercado.
3.Con base en lo
anterior y junto con
la
agenda
de
facturación (fechas
de
cortes
de
facturación), define
los Consumos en
Kwh por tipo de
Mercado ó energía
Facturada.
4.Define el nivel de
perdidas por año
proyectado
(La
Senda de Pérdidas
Proyectada ).
8. Consolida
y arma el
PyG
Proyectado.
5. Define las
Compras de
Energía en
Kwh y en Pesos
$ (Costo
Directo).
6.
Define
las
Tarifas
Proyectadas
dentro del Marco
Regulatorio
en
$/Kwh .
7.Define el total
de Ingresos por
Venta de Energía
por
tipo
de
Mercado.
9. Proyecta
el Flujo de
Caja.
10.consolida
y arma el
Balance
Proyectado.
90
Nota: en general, todas las áreas de EEC aportan y participan en la construcción del modelo de
proyección, con información adicional a la relacionada en el esquema anterior (ingresos por
comercialización). Toda información adicional que se consolida en la División de Contabilidad,
Impuestos y Control para armar los estados financieros, tales como: los costos y gastos AOM,
inversiones, otros ingresos y egresos, etc.
1.
Supuestos Macroeconómicos
El escenario macroeconómico utilizado para las proyecciones presenta los siguientes indicadores,
los cuales fueron definidos por la administración de acuerdo con su conocimiento del
comportamiento económico de las diferentes variables e información estadística obtenida de
diferentes entidades financieras 29:
Indicadores Macroecómicos EEC
IPC
IPP
Devaluación
TRM Cierre ($/USD)
TRM Media ($/USD)
PIB
DTF (Interés de referencia)
Libor
Crecimiento Demanda Nacional
Crecimiento Demanda Cundinamarca
Euro ($ / Euro) Tasa Final
Euro ($ / Euro) Tasa Promedio
Dólar (CH$ / USD) Tasa Final
Dólar (CH$/USD) Tasa Promedio
$ Chileno / Euro Tasa Final
$ Chileno / Euro Tasa Promedio
USD / Euro Tasa Final
USD / Euro Tasa Promedio
2013py
2014py
2015py
2016py
2017py
3,5%
3,5%
1,0%
1.833
1.823
4,5%
6,0%
1,5%
3,8%
3,5%
2.309
2.279
498
489
627
611
1,26
1,25
3,4%
3,4%
1,4%
1.858
1.845
4,5%
6,1%
2,1%
3,8%
3,5%
2.368
2.343
500
499
638
634
1,28
1,27
3,3%
3,3%
2,3%
1.900
1.879
4,5%
6,1%
2,5%
3,8%
3,5%
2.442
2.405
505
503
649
643
1,29
1,28
3,3%
3,3%
2,2%
1.942
1.921
4,3%
6,1%
3,8%
3,7%
3,5%
2.515
2.478
510
508
660
655
1,30
1,29
3,3%
3,3%
1,4%
1.969
1.956
4,0%
6,1%
4,5%
3,4%
3,5%
2.560
2.542
513
512
667
665
1,30
1,30
Fuente: División de Contabilidad, Im puestos y Control
Para verificar la razonabilidad de los indicadores proyectados de EEC, KPMG utiliza como referente
comparativo el Informe de Proyecciones Macroeconómicas de Bancolombia 30 y sus principales
indicadores IPC, IPP y la DTF promedio anual.
29
Los supuestos macroeconómicos utilizados corresponden a las proyecciones que hace la Corporación Endesa a través de
su vinculado económico Codensa para cada país.
30
Informe de Proyecciones Macroeconómicas Grupo Bancolombia 2012.
91
4,00%
IPC
ANUAL
3,58%
3,40%
3,50%
3,00%
3,01%
3,30%
3,06%
3,30%
3,14%
3,30%
3,10%
2,00%
2013py
2014py
IPC EEC
2015py
2016py
2017py
IPC Bancolombia
4%
3,72%
IPP ANUAL
3,56%
3,40%
3,50%
Los
índices
de
inflación
proyectada por EEC
se
encuentran
en
un
0,18%
promedio al año por encima de
los índices de Bancolombia; el
IPC afecta de forma directa los
ingresos,
costos
y
gastos
operacionales, especialmente en
la actualización del cargo de
comercialización que hace parte
del Costo Unitario de Prestación
del Servicio.
3,80%
3,51%
3,30%
3,30%
3,30%
3%
2,71%
Los índices de Precios del
Productor utilizados por EEC
tienen un comportamiento por
debajo en un 0,1% en promedio
anual
al
proyectado
por
Bancolombia; el IPP se utiliza
para la actualización de los costos
de compra de energía, el cargo
por uso del STN y STR.
2%
2013py
2014py
IPP EEC
2015py
2016py
2017py
IPP Bancolombia
7%
6,08%
6,10%
6,12%
6,12%
DTF %
6%
6,04%
5%
4,85%
4,61%
4,74%
4,42%
4,33%
EEC proyecta una DTF promedio
anual por encima en un 1,5%
promedio anual respecto a la DTF
de Bancolombia. Ésta variable
afecta directamente los gastos
financieros proyectados (DTF +
Spread).
4%
2013py
2014py
DTF EEC
2015py
2016py
2017py
DTF Bancolombia
Analizados los índices macroeconómicos utilizados por EEC, se observa que son razonables y
adecuados; a pesar de que existen algunas desviaciones respecto al referente del Grupo de
Investigaciones Económicas de Bancolombia, EEC generó un escenario de proyección que cubre
los índices de Bancolombia.
92
2.
Supuestos de la Operación Utilizados por la EEC
Los supuestos más importantes utilizados en la proyección de los ingresos, costos y gastos del
negocio de Comercialización y Distribución de energía son: el número de clientes por tipo de
mercado, los consumos facturados, el índice de pérdidas, la demanda de energía y las tarifas
proyectadas.
A continuación los principales supuestos de operación para la proyección:
A continuación los Clientes Proyectados.
i.
EEC proyecta 303.556 clientes
al finalizar el año 2017, de los
cuales 273.403 serán clientes
Residenciales.
Clientes Proyectados por Tipo de Mercado
4.000
3.500
3.000
EEC no proyectó nuevos
clientes para los mercados; No
Regulados 31 y Peajes 32.
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
2013py
2014py
2015py
2016py
2017py
Residenciales
238.163
246.594
255.224
264.157
273.403
Comerciales
20.916
21.657
22.415
23.199
24.011
Oficiales
3.112
3.223
3.337
3.454
3.575
Industriales
2.033
2.105
2.179
2.255
2.334
Peajes
119
124
128
133
137
Alumbrado Público
77
79
82
85
88
No Regulados
8
8
8
8
8
264.428
273.790
283.373
293.291
303.556
Total
El crecimiento promedio anual
del mercado Residencial es del
3,5%
y
tienen
una
participación del 90% sobre el
total de clientes proyectados.
Los clientes comerciales e
industriales del MR 33 crecen al
3,5% en promedio anual.
Los
sectores
Oficial
y
Alumbrado Público crecen al
3,5% y 3,4% promedio anual.
En general el crecimiento total de clientes es del 3,5% promedio anual.
31
Desde el año 2011, EEC viene contemplando dejar vencer todos los actuales contratos de venta de energía del Mercado
No Regulado, debido a una decisión corporativa; dado que no se disponía de la cantidad aprovisionada de energía que
respaldaría la renovación de dichos contratos, no obstante actualmente EEC tiene ocho clientes que consumieron en el año
2012, 38 Gwh.
32
Los clientes Peajes corresponden a aquellos terceros que usan el STR (sistema de transmisión regional) y SDL (sistema
de distribución local) de propiedad de EEC para transportar la energía que comercializan a sus clientes.
33
MR: Mercado Regulado.
93
ii.
A continuación los Consumos Facturados:
EEC para determinar los consumos
facturados proyectados en Gwh por tipo
de mercado, parte del cálculo de los
consumos
mensuales
históricos
facturados a sus usuarios por cada nivel
de tensión, adicionando un crecimiento
esperado en el número de nuevos
usuarios que se conectan, así como el
crecimiento vegetativo de la demanda.
Los mercados Residencial y Comercial
tienen una participación promedio anual
proyectada del 65% y 18% del
consumo total y crecen al 3% y 2,7%
promedio anual, respectivamente.
Se observan crecimientos en los
sectores Industrial, Oficial y Alumbrado
Público del 5,7%, 3% y 1,7% en
promedio anual.
Consumos Facturados en Gwh
150
100
50
0
2013py
2014py
2015py
2016py
2017py
RESIDENCIAL
339
349
359
371
382
COMERCIAL
94
96
99
102
105
SECTOR INDUSTRIAL
32
33
36
38
40
OFICIAL
26
27
27
28
29
ALUMBRADO PUBLICO
26
27
27
28
28
MERCADO NO REGULADO
8
8
6
6
6
525
540
554
572
590
Total
EEC proyectó decrecimientos del 6,7% en promedio anual para el mercado no regulado.
En general, los consumos totales se proyectan estables durante la proyección con crecimientos
promedio anual de 2,9%. La EEC proyecta comercializar 2.781 GWh durante el periodo de
proyección (2013 a 2017).
iii.
A continuación el Índice de Pérdidas (TAM 34).
Considerando la proyección de entradas y salidas de energía, la División de Pérdidas calcula el
índice de pérdidas % proyectado para cada año.
ÍNDICE DE PÉRDIDAS (TAM) %
2013py 2014py 2015py 2016py 2017py
11,20% 10,40% 10,01% 9,71%
9,52%
Fuente: Oficina de Planeación y Regulación EEC.
EEC proyecta disminuir las pérdidas de energía en un 3,9% en promedio anual (cuyos beneficios se
verán reflejados en mayores ventas y menores compras).
34
TAM: Tendencia Anual Móvil
94
iv.
A continuación La Demanda de Energía.
Demanda de Energía Acumulada en Gwh
1.000
1.000
900
900
800
700
600
648
657
672
690
800
710
700
600
500
400
0
0
0
0
330
349
366
384
397
2013py
2014py
2015py
2016py
2017py
648
657
672
690
710
(ii) Ventas de Energía en Bolsa
0
0
0
0
0
(iii) Peajes Gwh (Distribución)
330
349
366
384
397
200
100
0
(i) Demanda Comercial (Clientes)
68
73
74
75
78
579
585
598
615
632
500
0
300
Compras de Energía en Gwh
400
300
200
100
2013py
2014py
2015py
2016py
2017py
(i+ii) Compras de Energía
648
657
672
690
710
Compras en Bolsa
68
73
74
75
78
Compras a Cias Eléctricas
579
585
598
615
632
La Demanda de Energía Total está compuesta por: I) La Demanda Comercial correspondiente a la
cantidad en Gwh que se comercializan entre los clientes de la EEC; II) Las ventas de energía en
bolsa, correspondientes a los excedentes de energía contratada 35, y III) La Energía Peajes;
correspondiente a la cantidad de energía que pasa por el STR y SDL, propiedad de EEC y que es
comercializada por otros agentes.
La Demanda Comercial crece en un 2% promedio anual en la proyección.
EEC no proyectó vender energía en bolsa durante la proyección. Para EEC la política de compra de
energía es cubrir el 90% de la demanda, con lo cual no deberían generarse excedentes que se
puedan vender en bolsa.
La energía transportada Peajes, crece a un 4,7% en promedio anual en la proyección.
Se observa que las compras de energía proyectadas por EEC se realizan en mayor proporción,
mediante contratos bilaterales de compra de energía en “Bloque” a largo plazo (entre uno y dos
años) con los generadores, en un 89% promedio anual del total de las compras totales 36. Las
compras totales de energía crecen en un 2% promedio anual.
v.
A continuación Las Tarifas Proyectadas.
EEC actualiza y proyecta las tarifas según la metodología de la Resolución CREG 119 de 2007 37 y
demás que la complementan.
35
En determinados momentos si el consumo de energía de los clientes de EEC, fueron menores a los aprovisionados, EEC
debe vender en bolsa la energía sobrante.
36
Menor exposición a la bolsa, permiten menores precios de compra de Energía y a su vez se aseguran en el largo plazo
tarifas bajas a los usuarios regulados.
37
Por la cual se aprueba la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad
establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.
95
Tarifas Finales Año Proyectadas en $
2012
2013py 2014py 2015py 2016py 2017py
Nivel 1
Nivel 1 - cliente
Nivel Tensión Dos ( 13,2 kV)
Nivel Tensión Tres ( 34,5 kV)
Nivel Tensión Cuatro
Rm
Cvm
PRm1
PRm2
PRm3
PRm4
131,55 143,54 142,53 156,48 158,47 166,63
23,14 22,41 23,43 24,47 25,71 26,66
231,89 234,19 239,04 239,36 250,58 266,64
189,84 190,59 198,35 197,52 207,33 221,84
158,88 160,57 154,39 156,52 162,38 170,81
63,48 63,21 60,96 62,05 63,44 66,19
18,07 17,52 16,62 17,05 16,53 16,92
7,27
8,81
10,45
8,43
8,21
9,54
101,33 97,34 101,23 102,47 105,25 108,16
29,61 31,55 31,53 34,10 34,61 36,14
12,84 13,55 13,53 14,48 14,64 15,18
9,93
10,43 10,41 11,08 11,18 11,55
7,73
8,06
8,05
8,49
8,55
8,79
Costo Unitario Pleno ($/kWh)
Gm,t+T,mt,z+Rm+Cvm+Prm1+Nivel 1
Gm,t+T,mt,z+Rm+Cvm+Prm1+Nivel 1 - cliente
Gm,t+T,mt,z+Rm+Cvm+Prm2+Nivel Tensión Dos ( 13,2 kV)
Gm,t+T,mt,z+Rm+Cvm+Prm3+Nivel Tensión Tres ( 34,5 kV)
Gm,t+T,mt,z+Rm+Cvm+Prm4+Nivel Tensión Cuatro (115 kV)
Activo Municipio ó Activo Compartido A.P. sin medida
Activo EEC A.P. sin medida
524,79
482,75
435,02
336,71
289,09
451,79
524,79
Gm,t
T,mt,z
537,82
494,23
446,20
345,73
297,66
464,20
537,82
548,21
507,52
445,56
349,01
302,31
463,56
548,21
565,30
523,46
462,84
364,97
317,38
482,47
565,3
582,83
539,58
474,65
372,26
322,72
494,63
582,83
613,78
568,97
496,98
388,73
336,70
517,95
613,78
Fuente: Oficina de Planeación y Regulación EEC.
A continuación los supuestos aplicados por la Oficina de Planeación y Regulación de EEC sobre las
tarifas proyectadas:
•
Cargo de comercialización: se proyecta a partir de abril de 2013 y por todo el horizonte de la
proyección, una disminución del 10% sobre el cargo base de comercialización reconocido.
•
Cargo de pérdidas: se proyecta a partir de enero de 2013 y por los cinco años de la proyección
un ingreso adicional por CPROG (Programa de Reducción de Pérdida No Técnicas) de $
3.97/kWh.
•
Cargo de distribución: para los años 2013 se proyecta un reconocimiento de AOM de 2.35%; a
partir de 2014 se proyecta una revisión del WACC de distribución a la baja en 100 Pbs, así
como una reducción por economías de escala.
96
3.
Análisis sobre los Estados Financieros Proyectados
3.1. Estado de Resultados Proyectado
Millones de $
2013py
2014py
2015py
267.397
13.944
2.473
283.813
278.826
15.325
3.011
297.162
306.706
17.701
3.263
327.671
314.278 333.858
18.354
19.964
3.258
3.353
335.889 357.174
361.905
21.578
3.476
386.959
201.249
225.618
241.334
248.333
260.115
273.856
Utilidad Bruta
82.564
71.544
86.336
87.557
97.059
113.103
Gasto Operacional
40.104
34.997
36.678
33.513
35.689
37.413
Utilidad Operacional
42.460
36.547
49.658
54.043
61.370
75.691
Otros Ingresos
10.184
2.550
2.620
2.651
2.734
2.826
Otros Egresos
5.333
4.910
7.071
8.586
7.191
4.946
Utilidad Antes de Impuestos
47.311
34.187
45.208
48.108
56.914
73.570
Imporrenta
17.298
12.991
17.179
18.281
21.627
27.957
Utilidad Neta
30.012
21.196
28.029
29.827
35.287
45.614
55.023
48.396
64.984
69.750
78.919
92.648
29%
19%
15%
11%
24%
16%
12%
7%
26%
20%
15%
9%
26%
21%
16%
9%
27%
22%
17%
10%
29%
24%
20%
12%
Comercialización
Peajes (Distribución)
Otros Servicios
Costo de Ventas
2012
2016py
2017py
Fuente: División de Contabilidad, im puesto y control.
EBITDA
Margen Bruto
Margen de EBITDA
Margen Operacional
Margen Neto
Se observa una disminución proyectada del EBITDA 38 del 12% para el año 2013 respecto al año
anterior, debido a los cambios regulatorios previstos que tendrán un efecto sobre el ingreso
(disminución de los ingresos por comercialización y del reconocimiento de AOM). No obstante, a
partir de ese año hasta el 2017 el EBITDA crece en un 18% promedio anual.
El Margen de EBITDA, crece de un 16% para el año 2013 a un 24% en el 2017.
A continuación se analizarán cada una de las subcuentas del estado de resultados.
38
El Ebitda* se calculó para cada año tomando las siguientes cuentas del PUC 2006 de la SSPD (último establecido): (42 +
43 – 51 – 53 – 62 - 63) + (510209 + 510210 + 510211 + 510212 + 510213 + 5340 + 5344 + 5345 + 750562 + 7520) + (5330
+ 5331 + 7515)+ (5313 + 7565).
97
Ingresos Operacionales (Comercialización, Distribución de Energía y Otros Servicios).
En 2017, EEC proyecta tener unos ingresos
operacionales superiores a $103.146 Millones
respecto a los $283.813 Millones reportados en
el año 2012, con crecimiento promedio anual
del 6,4%.
Ingresos y Costos
400.000
386.959
$ Millones
350.000
357.174
Los crecimientos proyectados en los ingresos
por venta de energía (comercialización)
obedecen, principalmente, al aumento en los
consumos de usuarios conectados, la
actualización tarifaria, el indicador anual de nivel
de pérdidas y el crecimiento de número de
usuarios que hacen parte de los municipios
atendidos por la EEC.
335.889
327.671
300.000
297.162
273.856
283.813
260.115
241.334
250.000
248.333
225.618
200.000
201.249
2012
2013py
2014py
2015py
2016py
2017py
Los ingresos por Comercialización de energía
tienen una participación del 94% en promedio
Costo de Ventas
anual del Total de Ingresos Operacionales
Se observa que los ingresos por Peajes (Distribución) crecerán al 9% promedio anual y tienen una
participación del 5% en promedio anual del Total de Ingresos Operacionales.
Los Otros Servicios corresponden a los ingresos recibidos por la prestación de servicios adicionales
a la venta de energía, tales como: conexiones, reconexiones, instalaciones y venta de medidores,
ventas de energía en bolsa, entre otros ingresos.
Se observa que los Otros Servicios crecerán representativamente en un 21,7% en el 2013
respecto al periodo anterior, debido a que EEC proyecta incrementar su gestión por i)Normalización
de Clientes 39, y ii) Disciplina de Mercado 40 (suspensiones y reconexiones).
Posteriormente en los siguientes años los Otros Servicios crecerán al 3,7% promedio anual.
Los Ingresos por Otros Servicios participan en 1% en promedio anual del Total de Ingresos
Operacionales.
39
Enfocarse en el mercado que me genera mayores ingresos; hacia un Mayor Mercado Regulado MR y reducir el Mercado
No Regulado MNR. Aumentar los usuarios del MR incrementa el ingreso por Otros Servicios.
40
Su aplicación severa sobre el MR incrementará el ingreso por Otros Servicios.
98
Costo de Ventas y Gasto Operacional
Composición del Gasto Operacional
% Participación Promedio Anual
Composición del Costo de Ventas
% Participación Promedio Anual
Compras de Energía
Servicios de Personal
(Nómina)
1%
Costo por Transporte de
Energía
5%
6%
3%
43%
7%
Otros Gastos
generales
7%
Materiales y Otros
costos de Operación
6%
2% 2%
Arrendamiento
Servicios de Personal
47%
Contribución a las
Superintendencias
Costos Generales
Bonificaciones
16%
Mantenimientos y
Reparaciones
16%
39%
Promoción y
Divulgación
Depreciación y
Amortizaciones
Contratos Otros
Servicios
Como se muestra en las anteriores gráficas se calculó la participación porcentual promedio anual
de cada uno de los rubros que componen el Costo y el Gasto del negocio.
En la proyección, el costo del negocio corresponde al 73% en promedio anual del Total del Ingreso
Operacional y su crecimiento promedio anual es del 6,4%.
Los costos más representativos para EEC son: en primer lugar las Compras de Energía, que
componen el 43%, en segundo lugar se encuentra el Costo por Transporte de energía con un 16%
y en tercer lugar están los Materiales y Otros Costos de Operación con un 15,6%.
El costo de las Compras y Transporte de energía corresponde a los Gwh en pesos ($) que se
hablaron en el capitulo; Supuestos de la Operación, parte iv. La Demanda de Energía.
Los Materiales y Otros Costos de Operación, corresponden principalmente a los rubros de:
revisiones comerciales del proceso pérdidas de energía, toma de lectura y reparto de facturas,
suspensiones-reconexiones y servicio de transporte. Se proyectan crecimientos representativos
para el año 2013 del 33%, en razón a los ajustes contractuales y especificaciones de la operación
Comercial y de Distribución. Adicionalmente a las mayores exigencias interpuestas por EEC a los
contratistas para el cumplimiento del sistema de seguridad industrial y salud ocupacional.
En la proyección, el Gasto del negocio corresponde al 10,5% en promedio anual del Total del
Ingreso Operacional y arroja decrecimientos promedio anual del 1%.
Los gastos del negocio más representativos en la proyección son: el pago de la Nómina
Administrativa en un 47% y los gastos Generales (Administración y Ventas) 39% promedio anual.
Los anteriores Gastos arrojaron decrecimientos del 0,6% y 4,6% en promedio anual. Los demás
gastos como los Arrendamientos, las Contribuciones, Bonificaciones y la Promoción y divulgación
99
arrojaron crecimientos del 9%, 7%, 13% y 94 en promedio anual; este último gasto de Promoción
y divulgación crece representativamente para el año 2013, debido a que se proyecta continuar con
mayor intensidad en la ejecución de las actividades de mercadeo (campañas publicitarias),
publicidad y propaganda incluyendo el programa radial “Hablemos de Energía” y los programas de
relacionamiento comunitario para acompañar el mayor número de interrupciones derivadas de las
mayores intervenciones en la red por el plan de inversiones.
Otros Ingresos y Egresos
2012
2013py
2014py
2015py
2016py
2017py
Otros Ingresos Millones de $
Intereses por financiación usuarios
Recargo por mora
Venta de material de reciclaje e inservible
Otros ingresos extraordinarios
Ajustes por diferencia en cambio
Ajustes ejercicios anteriores
Total
1.399
1.444
0
6.275
84
981
10.184
928
1.428
0
194
0
0
2.550
957
1.475
0
188
0
0
2.620
968
1.492
0
191
0
0
2.651
999
1.539
0
196
0
0
2.734
1.032
1.591
0
202
0
0
2.826
100
32
2.071
59
361
2.711
5.333
4.427
0
119
48
316
0
4.910
6.562
0
123
49
337
0
7.071
8.063
0
124
50
348
0
8.586
6.640
0
128
52
371
0
7.191
4.363
0
133
53
397
0
4.946
Otros Egresos Millones de $
Otros intereses-(Gastos Financieros)
Ajustes por diferencia en cambio
Comisiones y otros gastos bancarios
Gastos legales
Otros gastos extraordinarios
Ajustes de ejercicios anteriores
Total
Fuente: División de Contabilidad, Im puesto y Control.
Los Otros Ingresos o Ingresos no operacionales corresponden principalmente a: los ingresos de la
financiación por venta de bienes y servicios prestados a los usuarios (ejemplo: conexiones,
instalaciones, contadores, etc.), el ingreso de recargo por mora a las facturas y los otros ingresos
extraordinarios.
Los otros egresos o egresos no operacionales corresponden a la proyección por el pago de
intereses por créditos financieros con terceros para la cobertura del plan de inversiones
desarrollado en los próximos cinco años. Gastos Legales y Otros Gastos Extraordinarios
correspondientes a los derivados de la venta de materiales obsoletos.
100
3.2. Balance General Proyectado
Millones de $
2012
2013py
2014py
2015py
2016py
2017py
CORRIENTE
81.061
88.520
80.587
80.304
81.779
79.966
Efectivo
Inversiones temporales
Deudores
Inventarios
Otros activos
1.737
642
73.762
4.674
246
3.586
0
77.759
7.067
108
3.586
0
69.839
7.050
112
3.586
0
69.386
7.193
139
3.586
0
71.002
7.047
145
3.586
0
69.040
7.190
150
NO CORRIENTE
455.174
510.366
554.390
591.092
617.839
645.752
Inversiones
Deudores
Propiedades, planta y equipo
Otros activos
8,14
3.432
179.399
272.335
8,12
4.209
228.413
277.736
8,12
4.195
273.468
276.719
8,12
5.969
308.373
276.742
8,12
5.815
337.511
274.505
8,12
5.966
366.704
273.075
TOTAL ACTIVO
536.235
598.886
634.976
671.396
699.618
725.718
CORRIENTE
126.843
171.557
179.565
184.651
175.869
154.420
Obligaciones Financieras
Cuentas por Pagar
Obligaciones laborales
Pasivos estimados
Otros Pasivos
38.462
55.174
11.100
20.934
1.174
86.097
51.359
10.952
21.535
1.614
86.270
54.759
11.199
25.723
1.614
100.792
44.109
11.311
26.825
1.614
82.994
49.626
11.463
30.171
1.614
54.542
50.107
11.656
36.501
1.614
NO CORRIENTE
59.631
54.925
54.979
56.485
58.203
60.138
Obligaciones Financieras
Cuentas por pagar
Pasivos estimados
0
1.248
58.384
0
1.248
53.678
0
0
54.979
0
0
56.485
0
0
58.203
0
0
60.138
TOTAL PASIVO
186.475
226.482
234.544
241.136
234.071
214.558
PATRIMONIO
349.761
372.404
400.433
430.260
465.546
511.160
Capital Suscrito y Pagado
Reservas de Ley
Resultados de Ejercicios Anteriores
Resultados del ejercicio
Superávit por donación
Superávit por valorización
Efecto de Saneamiento contable
39.700
22.735
29.102
30.012
3.480
237.081
-12.349
39.700
25.741
56.162
21.196
3.480
238.474
-12.349
39.700
27.861
75.239
28.029
3.480
238.474
-12.349
39.700
27.857
103.271
29.827
3.480
238.474
-12.349
39.700
27.857
133.098
35.287
3.480
238.474
-12.349
39.700
27.857
168.385
45.614
3.480
238.474
-12.349
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO
536.235
598.886
634.976
671.396
699.618
725.718
Fuente: División de Contabilidad, Im puesto y Control.
Principales Indicadores
2012
2013 p y
2014 p y
2015 p y
2016 p y
2017 p y
Relación Pasivos Activos
35%
38%
37%
36%
33%
30%
Relación Pasivos Patrim onio
53%
61%
59%
56%
50%
42%
Rentabilidad del Activo (U.neta/Activo)
6%
4%
4%
4%
5%
6%
Rentabilidad del Patrim onio
(U.neta/Patrim onio)
9%
6%
7%
7%
8%
9%
101
Cambios en los Activos:
Los cambios más representativos del Total de Activos se observan en el Activo no Corriente, en el
rubro Propiedad, Planta y Equipo; durante la proyección crecen en un 16% promedio anual, debido
a las inversiones que EEC proyecta realizar principalmente en redes, líneas y cables (Distribución).
En general el Total Activo crece al 6% promedio anual.
A continuación se presentan las inversiones que EEC proyecta realizar mediante proyectos del plan
de inversiones.
INVERSIONES Millones de $
Número de
Clasif.
Proyectos
7
27
8
15
Comunicaciones
Distribución
Resto Inv. Mat. e Inmat.
Sistemas de Información.
TOTAL
Cifras proyectadas: EEC
2013py
2014py
2015py
2016py
2017py
1.240
49.004
9.646
1.546
61.436
1.285
51.889
5.588
2.772
61.534
357
41.834
7.569
1.260
51.020
271
38.562
5.066
850
44.749
94
39.357
4.492
878
44.822
EEC durante los cinco años, proyecta realizar inversiones por $241.168 millones a pesos
constantes 41 del año 2012. La EEC proyecta ejecutar 57 proyectos, de los cuales la mayor inversión
se concentra en activos de distribución y proyectos de Inversión relacionados con la recuperación
de energía.
Cambios en los Pasivos y en el Patrimonio (Estructura de Capital)
80%
700.000
241.136
600.000
61%
$ Millones
500.000
400.000
59%
226.482
53%
234.071 214.558
70%
234.544
60%
56%
50%
50%
186.475
42%
300.000
40%
511.160
30%
465.546
200.000
430.260
400.433
20%
100.000
372.404
349.761
0
10%
2012
2013py
2014py
PATRIMONIO
Relación Pasivos Patrimonio
2015py
2016py
2017py
TOTAL PASIVO
La Relación Pasivo Patrimonio nos muestra que EEC tiene una estructura de capital en mayor
proporción con los Socios y disminuye en la proyección debido a niveles controlados en el pago de
41
Se tomó el IPC de Colombia proyectado del 2013 al 2017, Investigaciones Económicas Grupo Bancolombia,
http://investigaciones.bancolombia.com. La inversión en pesos a precios constantes fue calculada por KPMG.
102
la deuda. No obstante, la EEC proyectó crecimientos en las Obligaciones Financieras a Corto Plazo,
a solicitar a los Bancos durante los tres primeros años de la proyección, a fin de financiar los
proyectos de inversión previstos para todos los años.
Los niveles de endeudamiento proyectados disminuyen de un 35% en el 2012 a un 30% en el
2017.
El patrimonio crece en un 8% promedio anual en razón a los resultados del ejercicio proyectados.
3.3. Flujo de Caja Proyectado
Millones de $
2012
Disponibilidad Inicial de Caja
4.630
2013py
2.379
2014py
3.586
2015py
3.586
2016py 2017py
3.586
3.586
Total Ingreso
Ingresos por Venta de Energía al Usuario Final
Ingresos por Venta de Energía en Bolsa
Ingresos por Cargos por uso de STR y/o SDL
Ingresos Sudsidios FSRI
Otros Ingresos
269.764 304.671 332.658 347.913 364.044 391.299
224.195 248.543 268.964 275.428 294.051 317.108
317
61
71
71
72
85
11.846 18.059 20.649 21.281 23.286 25.031
19.999 25.207 29.285 38.471 33.830 36.180
13.407 12.801 13.689 12.662 12.804 12.895
Total Egresos
308.445 341.045 332.830 362.435 346.246 362.847
Gastos Diferentes a Operación Comercial
Remuneraciones
Costos O&M
Impuesto a la Renta
Otros Impuestos
Pago de Intereses
Gastos de Operación Comercial
Gastos por Compras de Energía en Bolsa
Gastos por Compras de Energía en Contratos de LP
Gastos por Cargos Asociados (LAC-ASIC)
Otros Gastos
Giro Excedentes Contribuciones FSRI
Inversiones
Tecnología e Informática
Transmisión Regional y/o Distribución Local Expansión
Transmisión Regional y/o Distribución Local Reposición
Planeación y Control Pérdidas
Generación Reposición
Otras Inversiones
133.277 144.116 142.964 147.807 151.597 156.002
32.423 49.894 48.088 45.970 52.672 54.556
61.243 65.602 72.459 70.878 72.519 74.260
20.887 12.835
4.550 13.291 10.415 13.357
16.579 11.357 11.305
9.605
9.351
9.467
2.145
4.427
6.562
8.063
6.640
4.363
127.615 127.277 138.818 165.053 151.157 163.289
35.866
6.993
9.380 12.931 11.342 12.256
68.326 78.945 84.133 110.402 91.666 99.635
23.423 41.339 45.306 41.720 48.149 51.398
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
47.553 69.651 51.048 49.575 43.492 43.555
1.065
2.875
3.424
1.332
1.006
741
5.417
5.571
7.096
6.311
3.906
3.968
27.852 36.077 34.887 34.447 33.828 34.362
62
2.008
492
733
709
763
6.062 11.443
1.818
4.617
1.369
1.391
7.095 11.677
3.332
2.134
2.673
2.331
Ingresos - Egresos
-38.681
-36.374
-172
-14.522
17.797
28.452
Disponibilida Final de Caja
-34.051
-33.995
3.414
-10.936
21.384
32.038
Recursos de Crédito
Créditos
Amortizaciones
36.430
59.230
-22.800
37.581
45.156
-7.575
172
21.879
-21.707
2.379
3.586
3.586
17,63% 22,86%
15,35%
Saldo Final de Caja
14.522 -17.797 -28.452
14.522
0
0
0 -17.797 -28.452
3.586
3.586
3.586
14,25% 11,95%
11,13%
Fuente: División de Tesorería y Finanzas EEC.
Afectación Caja por Inversiones (Inver./Ingresos)
103
EEC se apalanca con créditos: i) De Tesorería 42 (corto plazo o máximo vencimiento de un año), y
ii)Mediante anticipos del vinculado económico Codensa por concepto de ADD 43, durante los tres
primeros años proyectados y principalmente para la ejecución de las inversiones.
En los cinco años proyectados EEC invierte principalmente en la reposición y modernización (Costo
O&M) de sus redes, líneas, cables e infraestructura de su STR y SDL.
Se observa que, a pesar de la adquisición de nuevos préstamos principalmente para la ejecución de
proyectos de inversión para los tres primeros años proyectados, éstos son cubiertos tanto por los
flujos generados anualmente como por el saldo en caja.
Conclusiones
•
•
•
•
•
•
•
•
La entrada constante y sólida de ingresos operacionales proyectados por EEC, se debe a la
adecuada gestión de recaudo y cobro de los servicios prestados.
Se observó que en la medida en que EEC pueda controlar la efectiva ejecución programada de
los proyectos de inversión, mayor serán los resultados financieros esperados.
Se observa una disminución proyectada del EBITDA 44 del 12% para el año 2013 respecto al
año anterior, debido a un mayor crecimiento de los costos con relación a los ingresos
operacionales en el año 2013. No obstante, a partir de ese año hasta el 2017 el EBITDA crece
en un 18% promedio anual.
El Margen de EBITDA crece de un 16%, para el año 2013, a un 24% en el 2017.
Se observa que a pesar de la adquisición de nuevos préstamos principalmente para la
ejecución de proyectos de inversión para los primeros tres años proyectados, son cubiertos
tanto por los flujos generados anualmente como por el saldo en caja.
La variable que EEC controla con mayor atención para la prestación del servicio de energía
eléctrica a sus usuarios que, en su mayoría son residenciales (90%), es la de mantener
estables los precios de compra de energía mediante la realización de contratos de compra de
energía en bloque con los generadores que realizando compras todos los meses en la bolsa.
EEC realiza una adecuada gestión regulatoria, donde se consideran todas las variables que
afectan el desempeño del negocio.
Del análisis de las cifras presentadas en la proyección a cinco años no evidenciamos la
existencia de riesgos que puedan comprometer la viabilidad financiera, mientras se continúen
cumpliendo con los proyectos de inversión programados a la vigencia, se mantenga el control
de pérdidas de energía, continúe el mejoramiento de los indicadores de confiabilidad y
mediante niveles controlados de la deuda.
42
A una tasa DTF + Spread de Mercado.
Áreas de Distribución de Energía Eléctrica.
44
El Ebitda* se calculo para cada año tomando las siguientes cuentas del PUC 2006 de la SSPD (último establecido): (42 +
43 – 51 – 53 – 62 - 63) + (510209 + 510210 + 510211 + 510212 + 510213 + 5340 + 5344 + 5345 + 750562 + 7520) + (5330
+ 5331 + 7515)+ (5313 + 7565).
43
104
X Anexos
Anexo Número 1: Notas de los estados financieros del último período
Anexo Número 2: Plantilla Indicadores y Referentes
Anexo Número 3: Matriz de Riesgos
Anexo Número 4: Plantilla Indicadores Clasificación por Nivel de Riesgos
Anexo Número 5: Encuesta del Sistema de Control Interno Requerido por al
SSPD.
105
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