INFORME DE GESTIÓN 2011
Contenido
1 Informe de la Junta Directiva y de la Gerencia ... 1
2 Gobierno Corporativo ... 4 2.1 Accionistas ... 4 2.2 Junta Directiva ... 4 2.3 Equipo Directivo ... 4 3 Plan Estratégico 2011 – 2015 ... 5 3.1 Misión ... 5 3.2 Visión ... 5 3.3 Valores ... 5 3.4 Objetivos y Estrategias ... 6 4 Datos Relevantes ... 8
5 Gestión del Negocio de Comercialización ... 10
5.1 Mercado de Comercialización de DISPAC ... 11
5.2 Clientes medidos ... 14
5.3 Compras y ventas de energía ... 16
5.3.1 Compras de energía ... 16 5.3.2 Ventas de energía ... 18 5.4 Medición prepago ... 20 5.5 Medición remota ... 20 5.6 Comportamiento tarifario ... 22 5.7 Recaudo ... 23 5.8 Cartera ... 25
5.9 Peticiones, Quejas y Recursos – PQR ... 27
5.10 Nivel de Satisfacción del Cliente ... 29
5.11 Rediseño de la página WEB ... 30
5.12 Índice de Pérdidas de energía Eléctrica ... 30
6 Gestión del Negocio de Distribución ... 31
6.1 Operación y mantenimiento ... 31
6.2 Calidad del servicio ... 32
6.3 Infraestructura eléctrica ... 35
6.3.1 Subestaciones ... 35
6.3.2 Redes del Sistema Regional de Transmisión -STR ... 35
6.3.3 Redes de distribución del Nivel de Tensión 3 ... 36
6.3.4 Redes de distribución del Nivel de Tensión 2 ... 36
6.3.5 Redes de distribución del Nivel de Tensión 1 ... 37
6.3.6 Inversiones... 38
7 Gestión de Calidad ... 38
7.1 Sistema de Control Interno ... 38
7.2 Sistema de Gestión de Calidad ... 39
8 Responsabilidad Social ... 39 8.1 Gestión ambiental... 39 8.2 Gestión social ... 39 9 Gestión Legal ... 41 10 Propiedad Intelectual ... 42 11 Gestión Presupuestal ... 43 12 Gestión Financiera ... 45
Presentación de la Empresa
La Empresa Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P. –DISPAC-, es una Empresa de Servicios Públicos Mixta que tiene por objeto la distribución y comercialización de energía eléctrica en 15 municipios del Departamento del Chocó.
En diciembre del año 2001, el Gobierno Nacional constituyó la Empresa con el fin de solucionar la problemática que tenía el Departamento, con la prestación del servicio de energía por parte de la Electrificadora del Chocó. El modelo de gestión adoptado estableció que la propiedad de la Empresa quedara en manos de la Nación y que la administración y operación de la misma estuviera a cargo de una entidad privada. La implementación y puesta en marcha del modelo propuesto se concretó con la suscripción por parte de DISPAC, el 29 de julio del año 2002, de un Contrato de Gestión con el Consorcio Interaseo, Eléctricas de Medellín y Consultores Unidos.
El Consorcio en mención, en nombre de la Empresa, se hizo cargo de las actividades de comercialización y distribución de energía eléctrica, así como de la administración del Establecimiento de Comercio de DISPAC.
Durante más de 9 años que lleva de implementado el modelo de Gestión diseñado para la prestación del servicio en el Departamento del Chocó, se ha observado el mejoramiento de los indicadores operativos, por ejemplo: el nivel de pérdidas de energía y recaudo pasaron de 54,7% y 54,0% al 21,58% y 95% respectivamente; de igual forma se ha presentado una evolución favorable en lo que se refiere a la calidad del servicio prestado, el cual pasó de 18,83 horas promedio al día en el año 2002 a 23,94 horas promedio al día en el año 2011.
La información sobre los aspectos más destacados de la gestión desarrollada por la Empresa durante el año 2011, se presenta a continuación.
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1 Informe de la Junta Directiva y de la Gerencia
Señores Accionistas:
La Junta Directiva y la Gerencia General de DISPAC presentan con satisfacción los principales logros y resultados del ejercicio empresarial del año 2011, gestión que contó con el compromiso de todos y cada uno de los miembros de la Organización.
En el entorno nacional, en el año 2011 la economía colombiana tuvo un crecimiento en términos del Producto Interno Bruto –PIB cercano al 4,7%, 5,1% y 7,7%, en el primer, segundo y tercer trimestre respectivamente. El valor de la inflación se situó en un 3,7%; el incremento del Índice de Precios al Productor –IPP- fue de 5,2%, y la Tasa de Desempleo fue del 9,8%.
La perspectiva económica del país en el mediano y largo plazo se puede considerar muy favorable teniendo en cuenta la firma de tratados de libre comercio y el interés que existe por parte de los capitales extranjeros de invertir en Colombia, y particularmente en el sector energético, como lo muestra la transacción realizada a finales del año 2011 que culminó con la venta de la Empresa de Energía de Boyacá por un valor del orden de los 807.677,8 millones de pesos.
En el año 2011 se cumplieron nueve años del inicio de la operación de DISPAC, lapso en el cual, la Empresa ha consolidado sus aspectos técnicos, operativos, administrativos y financieros, con la creación de un mercado de comercialización que a la fecha le permite a usuarios de 15 municipios del Departamento de Chocó contar con un servicio de energía eléctrica de buena calidad y a unas tarifas que no son las más altas del país.
Es así como el crecimiento del mercado en el año 2011, en términos de número de clientes, fue de 4,09% llegando a 64.084 usuarios atendidos. Las ventas de energía a usuarios finales en el 2011 fueron del orden de los 138,4 GWh, con un crecimiento del 3,5% frente al valor de ventas del año 2010.
En lo que respecta al Costo Unitario de Prestación del Servicio –CU- su crecimiento fue de 4,59%, al pasar de 361,79 $/kWh en diciembre del 2010 a 378,38 $/kWh en diciembre del año 2011. El valor de la tarifa media cobrada a los usuarios que en el año 2010 era de 242,76 $/kWh, en el año 2011 fue de 269,80 $/kWh, lo que representó un incremento de 11,1%, el cual obedece a la aplicación de la senda tarifaría autorizada por el ente regulador para alcanzar el valor del cargo de uso de las redes de distribución que fue aprobado a DISPAC en octubre del año 2009. Esta senda terminó en octubre de 2011 para los usuarios conectados al Nivel de Tensión 1.
2 El nivel promedio de la disponibilidad del servicio de energía eléctrica se ubicó en un 99,74%, superior al 99,59% del año 2010.
El nivel de pérdidas de energía alcanzó el 21,58% y todos los esfuerzos de la empresa están encaminados a disminuir este indicador, para lo cual, se realizó el estudio que determinó las pérdidas técnicas actuales del sistema y se está estructurando el plan de pérdidas no técnicas a presentar a la CREG.
La gestión financiera en el 2011 es positiva y es así como los ingresos operacionales netos fueron de 66.607,5 millones de pesos, los cuales crecieron un 13,1% respecto del año 2010. El costo de ventas de servicios se incrementó en un 17,8% pasando de 41.671,6 millones de pesos en el 2010 a 49.105,9 millones de pesos en el 2011. El ejercicio del año 2011 generó una utilidad operacional de 8.958,3 millones de pesos en contraste con una pérdida operacional de 42.350,3 millones de pesos del año 2010.
Los gastos de funcionamiento pasaron de 12.424,9 millones de pesos en el 2010, a 11.071,1 millones de pesos en el 2011, lo que representa una disminución del 10,9%. Los otros ingresos alcanzaron 9.431,6 millones de pesos en el 2011, con crecimiento del 358,8% respecto al 2010, mientras que, los otros gastos en el año 2011 fueron de 21,4 millones pesos disminuyendo frente a los del año 2010 que fueron de 1.790,2 millones de pesos.
La utilidad del ejercicio en el 2011 fue de 451,8 millones, frente a una pérdida en el ejercicio del año 2010 de 42.084,9 millones de pesos.
En el año 2011 se obtuvo del Ministerio de Hacienda y Crédito Público la Resolución de aprobación de un empréstito interno hasta por la suma 19.224,0 millones de pesos con destino a la financiación de proyectos de inversión en el área de influencia de DISPAC. En el mes de junio del año 2011 el Tribunal de Arbitramento emitió fallo favorable a DISPAC respecto del cumplimiento de la rotación de las cuentas por cobrar, y la prórroga del contrato de gestión. Así mismo, en un segundo fallo se dirimieron controversias contractuales entre las partes, lo cual significó para DISPAC un ingreso de 2.361,3 millones de pesos.
En lo referente al Plan Estratégico del período 2011 – 2015 se han venido desarrollando las estrategias conforme a lo establecido en el mismo, sin embargo, la actual administración esta redefiniendo el Plan del Corto y Mediano Plazo con base en los siguientes imperativos estratégicos:
• Creación de confianza y aplicación de conciencia y claridad para focalizar y materializar la visión.
3 • Apertura, pensamiento no paradigmático y sentido de negocios y planeación de la
sistémica energética.
• Involucrarse en iniciativas del gobierno colombiano.
• Desarrollar un portafolio de proyectos de alto interés para aumentar el valor de la empresa.
• Halar el desarrollo del departamento con colaboraciones internas y externas.
• Avanzar en eficiencia energética y energía renovable (cuota de carbono) y fomentar opciones de generación limpia.
• Acompañar al sector minero en los proyectos importantes.
Con el objeto de que se pueda cumplir con los Imperativos Estratégicos planteados se están adelantando las siguientes acciones:
• Elaboración de un Plan de Expansión de cobertura del servicio.
• Estructuración de un programa de reducción de pérdidas energía.
• Programa de recuperación de cartera.
• Definición de un plan financiero que permita el apalancamiento de los proyectos a emprender.
Finalmente, nos permitimos expresar que los sistemas de información que maneja DISPAC cumplen con las disposiciones contenidas en la ley 603 de 2000 sobre Derechos de Autor y que entre el 31 de Diciembre de 2011 y la fecha de presentación del informe no se han dado hechos relevantes que cambien sustancialmente la situación de la empresa. Con respecto a la información requerida en el artículo 446 del Código de Comercio y en los artículos 46 y 47 de la Ley 222 de 1995, relacionada con las operaciones celebradas con los socios y los administradores de la empresa, éstas se encuentran detalladas en la nota 21 de los estados financieros, en las cuentas salarios y honorarios junta directiva. A continuación, se presenta a los accionistas el informe sobre la administración de la empresa, que incluye el informe de gestión, los estados financieros con sus notas y el dictamen del Revisor Fiscal.
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2 Gobierno Corporativo
2.1 Accionistas
2.2 Junta Directiva
2.3 Equipo Directivo
Accionistas Participación Accionaria
Nación - Ministerio de Minas y Energía 75,0271%
Nación - Ministerio de Hacienda y Crédito Público 24,9725%
Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P. 0,0001%
Centrales Eléctricas de Norte de Santander S.A. E.S.P. 0,0001%
Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. 0,0001%
Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. 0,0001%
Total 100%
Principales Suplentes
Julio Cesar Vera Díaz Ulpiano Plaza Pastrana
Ministerio de Minas y Energía Ministerio de Minas y Energía
Carlos Alfonso Rojas Hernández Catalina Flechas Serna
Ministerio de Minas y Energía Ministerio de Hacienda y Crédito Público
Marcial Gilberto Grueso Bonilla Jaime Romero Mayor
Ministerio de Hacienda y Crédito Público Ministerio de Hacienda y Crédito Público
Victor Hernado Rivera Díaz Armando Córdoba Rodríguez
Gerente Dispac Gerente Gestor
Rafael Cardona María Elena Piedrahita Devia
Director de Distribución Gestor Director Comercial Gestor
Carlos Felipe Cardona Bernardo Tolosa
Director Administrativo y Financiero Gestor Jefe Oficina de Planeación Gestor
Jackson Martinez Guisela Morales Rodríguez
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3 Plan Estratégico 2011 – 2015
El Plan Estratégico 2011 – 2015 aprobado por la Junta Directiva es la guía que marca el camino a seguir en la búsqueda del mejoramiento continuo y el logro de los objetivos corporativos, que se orientan a fortalecer aspectos como: el servicio al cliente, el talento humano del equipo de trabajo, el desarrollo económico y social de la comunidad chocoana, la sostenibilidad empresarial, la mejora de la eficiencia y la gestión empresarial y el crecimiento del mercado.
3.1 Misión
Contribuir al desarrollo económico y social del Departamento del Chocó mediante la prestación eficiente del servicio de energía eléctrica, generando valor para sus accionistas.
3.2 Visión
En el 2015 DISPAC será reconocida a nivel nacional como la empresa modelo del Departamento del Chocó .
La prestación del servicio de energía será con criterios de calidad y eficiencia, con buenos estándares de servicio al cliente, y responsabilidad social.
3.3 Valores
Honestidad Trabajo en equipo Enfoque al cliente Mejora continua Respeto6
3.4 Objetivos y Estrategias
Los Objetivos que se han establecido en el Plan Estratégico para el período 2011 – 2015 son los siguientes:
a) Promover la excelencia en la prestación del servicio al cliente, construyendo confianza, reputación e imagen.
b) Contribuir al bienestar del equipo de trabajo y al desarrollo económico y social de la Comunidad Chocoana.
c) Asegurar la sostenibilidad financiera de la Empresa. d) Fortalecer la gestión y el compromiso empresarial.
e) Identificar, evaluar y ejecutar proyectos que permitan el crecimiento del mercado. De acuerdo con los objetivos planteados, se vienen desarrollando estrategias y tácticas orientadas al logro de los mismos, tales como:
a) Para promover la excelencia en el servicio al cliente, durante los años 2010 y 2011, DISPAC ha participado en la Encuesta de Satisfacción del Consumidor Residencial de Energía Eléctrica que por más de 9 años ha venido adelantando en países de América del Sur, Centroamérica y Norteamérica, la Comisión de Integración Energética Regional – CIER- y en la cual actualmente participan 12 empresas Distribuidoras de Energía Colombianas.
b) Con el fin de contribuir al bienestar del equipo de trabajo y al desarrollo económico y social de la comunidad chocoana, DISPAC ha centrado sus esfuerzos al interior de la organización en la creación de políticas de desarrollo del talento humano y la promoción profesional y deportiva de sus trabajadores.
A nivel de gestión del talento humano, de la mano del Gestor fue formulada y aprobada una política para su desarrollo, donde se han plasmado ampliamente los requerimientos que deberán darse para garantizar la mejora continua de las condiciones laborales del equipo de trabajo de DISPAC.
En cuanto a la promoción deportiva, los avances se han evidenciado en la exitosa representación que la delegación de la empresa tuvo en los pasados Juegos del Sector Eléctrico en Neiva, donde cabe resaltar la participación en baloncesto masculino. Actualmente se entrenan en esta disciplina, empleados y empleadas de DISPAC para continuar la notable participación que hasta ahora se ha demostrado.
Con respecto a la formación profesional, la empresa continúa velando por la acreditación técnica de todos sus operarios, promoviendo y facilitando sus estudios de manera que se garantice tanto su desarrollo individual como del equipo de trabajo conformado para
7 atender con calidad y eficiencia a los clientes de DISPAC. Así mismo, se viene generando la motivación de nuestro personal a través de conferencias como: “Servicio con el Alma”. En cuanto al desarrollo socioeconómico de la región, una de las mejores formas de evidenciar su incremento año a año, motivado por la buena gestión que DISPAC hace respecto del servicio público prestado, es la medición del crecimiento del sector comercial e industrial en los principales municipios del departamento.
De otra parte, DISPAC ha venido trabajando con líderes comunitarios para informarlos sobre los requisitos técnicos y jurídicos para la contratación de rocerías y mantenimientos de redes eléctricas; esto con el fin de estimular la participación de la comunidad de forma organizada en este tipo de labores.
Así mismo, se ha venido participado activamente en la celebración de las Festividades Franciscanas, declaradas Patrimonio Cultural de la Nación.
c) Para asegurar la sostenibilidad financiera de la empresa se ha venido trabajando en la determinación del Indicador de Pérdidas de Energía Eléctrica, para lo cual se contrató el estudio tendiente a determinar el nivel actual de perdidas técnicas de energía del Sistema Eléctrico de DISPAC, el cual muestra a Nivel de Tensión 4 unas pérdidas cercana al 5%, nivel que supera el valor de 0,91% reconocido por la regulación, por este motivo se adelantarán las acciones requeridas para lograr el reconocimiento del valor eficiente de pérdidas del sistema eléctrico de DISPAC.
De otra parte, se viene adelantando la estructuración del Plan de Pérdidas No Técnicas a presentar a consideración de la Comisión de Regulación de Energía y Gas en el año 2012, conforme a la normatividad vigente
d) DISPAC continúa fortaleciendo sus políticas de gestión, por medio del mejoramiento de sus procesos de Control Interno, Calidad, Salud Ocupacional y Seguridad Industrial. Así mismo, se están mejorando las herramientas informáticas que permitan el adecuado manejo de la información. Para este último aspecto, fue adquirida la última versión del Sistema de Información Eléctrica Comercial -SIEC, la cual mejorará el procesamiento de la información Comercial de la empresa mientras permite la interacción con otros sistemas de información.
Durante el año 2011 con la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. –EBSA-, entidad con experiencia en materia de Sistemas de Información para empresas de servicios públicos del sector eléctrico, se adelantaron acciones tendientes a contratar la administración del Datacenter de DISPAC y el Hosting de infraestructura tecnológica e informática de la empresa durante tres años. Lo cual permitirá que se integren los sistemas de información de DISPAC lo que a futuro le brindará un óptimo manejo de la información, para tareas vitales como: la toma de decisiones y el seguimiento y el control
8 de la Gestión. Esta integración incluye la utilización de SAP (Sistemas, Aplicaciones y Productos).
e) En lo relativo al objetivo de identificar, evaluar y ejecutar proyectos que permitan el crecimiento del mercado de DISPAC, durante el año 2011 se terminó el estudio iniciado en el año 2010 para identificar proyectos de generación en algunas áreas del Departamento del Chocó. Así mismo, se adelantan acciones que permitan durante el año 2012, con la participación del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, la Unidad de Planeación Minero Energética –UPME y el Ministerio de Minas y Energía la articulación de esfuerzos y recursos, que permitan establecer un Plan de Expansión de cobertura del servicio en el Chocó.
4 Datos Relevantes
Datos comerciales más relevantes
Comerciales Unidad 2011 2010 Variación
anual
Energía Comprada GWh 182,4 173,3 5,24%
Energía Facturada GWh 138,4 133,7 3,50%
Energía Facturada a Clientes * Millones $ 37.328,8 32.384,8 15,27%
Subsidios Millones $ 14.435,5 12.608,3 14,49%
Ingresos Activos de Conexión al STN Millones $ 304,3 0,0
-Ingresos Activos Nivel 4 Millones $ 13.366,4 12.464,1 7,24%
Costo Unitario a Diciembre Millones $ 378,38 361,79 4,59%
Cantidad de Usuarios Usuarios 64.084 61.568 4,09%
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Datos técnicos más relevantes
Datos financieros más relevantes
Técnicos Unidad 2011 2010 Variación Anual
Variación Porcentual
Anual
Pérdidas de Energía Distribuidor % 21,58% 19,13% 2,45% 12,81%
DES (Disponibilidad Promedio) % 99,74% 99,59% 0,15% 0,15%
Financieros Unidad 2011 2010
Variación Porcentual
Anual
Ingresos Operacionales Netos Millones $ 66.607,5 58.875,3 13,13% Costos de Ventas de Servicios Millones $ 49.105,8 41.671,6 17,84% Depreciaciones y Amortizaciones Millones $ 15.388,9 47.129,1 -67,35% Utilidad o Pérdida Bruta Millones $ 2.112,7 (29.925,5) -107,06% Gastos de Funcionamiento Millones $ 11.071,1 12.424,9 (*) -10,90%
Utilidad o Pérdida Operacional Millones $ 8.958,3 (42.350,3) (*) -78,85%
Ingresos y Egresos No Operacionales Millones $ 9.410,2 265,4 3445,85% Utilidad ó Pérdida Neta Millones $ 451,8 (42.085,0) (*) -101,07%
EBITDA Millones $ 9.185,1 13.339,5 (*) -31,14%
Recaudo Total con FOES Millones $ 36.294,0 33.553,0 8,17% Nivel de Recaudo Total con FOES % 95,0% 100,0% -5,00% Recaudo sin FOES Millones $ 36.228,0 33108,0 (*) 9,42% Nivel de Recaudo sin FOES % 95,0% 98,7% -3,72% Activos Millones $ 167.090,1 116.126,1 43,89% Pasivos Millones $ 17.202,6 18.966,6 -9,30% Patrimonio Millones $ 149.887,5 97.159,5 54,27%
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5 Gestión del Negocio de Comercialización
La Gestión Comercial del año 2011 tiene varios aspectos importantes a destacar:
• En el primer trimestre del año se inició la implementación de la nueva versión del Sistema de Información Eléctrico Comercial – SIEC V.3 – con lo cual se pretendía mejorar y optimizar los procesos comerciales, así como la información de la base de datos de nuestros clientes, este trabajo se llevó a cabo hasta el mes de noviembre y permitió resultados positivos en los módulos de cartera, cortes, financiación, ventas y recaudo.
• En el mes de Junio se firmó el contrato de arrendamiento donde funcionará la nueva sede de DISPAC en el cual se está adecuando un espacio amplio y moderno para la atención de los clientes de la Empresa, especialmente los que se encuentran ubicados en la ciudad de Quibdó, capital del Departamento del Chocó; a partir del año 2012 se dará en servicio.
• Igualmente se resalta la ejecución mensual del programa “Dispac en tu Barrio” lo cual está enmarcado dentro del Plan Estratégico para mejorar y posesionar la Imagen Corporativa de la Empresa a través de actividades lúdicas, recreativas y culturales que causan gran impacto en las comunidades del área de influencia y dentro de las cuales se entregaron premios significativos a los usuarios cumplidos con sus obligaciones hacia la Empresa.
• En el mes de octubre se terminó la aplicación de la senda Tarifaria en el Nivel 1, lo cual trajo consigo la disminución de 16,70 $/kWh en el Costo Unitario de Presentación del Servicio –CU- al pasar de 392,46 $/kWh en octubre a 375,76 $/kWh en noviembre. Esta senda tarifaría permitió en un período cercano a 22 meses alcanzar el valor aprobado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas para el cargo por uso de las redes de distribución de DISPAC.
• Las demás actividades, programas y políticas que se llevaron a cabo durante el año 2011 estuvieron enfocadas a incrementar el nivel de recaudo, depurar y recuperar cartera, continuar la implementación de nuevas tecnologías como instalación de medidores prepago y sistemas de medida centralizada, controlar el nivel de
11 pérdidas e implementar mejores procedimientos para aumentar la calidad de los procesos del Área Comercial y el contacto con los clientes de la Empresa.
A continuación se presentan las principales cifras y datos relacionados con el negocio de comercialización.
5.1 Mercado de Comercialización de DISPAC
Al finalizar el año 2011 el número de clientes atendidos por DISPAC alcanzó la cifra de 64.084. Este valor representa un aumento del 4,09% frente a los clientes atendidos en el 2010. El incremento se explica principalmente por las acciones de recuperación de pérdidas de energía que normalizan usuarios conectados de manera irregular a las redes y son incluidos en la base de datos del mercado de DISPAC. Los usuarios residenciales representan el 92,66%, el sector comercial el 5,95%, el oficial el 1,00% y los demás sectores representan el 0,39% del total de usuarios, como se observa en el siguiente gráfico.
Distribución de clientes por clase de servicio
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Número de clientes por clase de servicio para los años 2010 y 2011
Se destaca la variación de clientes residenciales de estratos 1 y 2 y la disminución de clientes industriales. En el mercado de DISPAC cuatro (4) de los quince (15) municipios atendidos, concentran el 81,55% del total de usuarios, éstos son Quibdó, Istmina, Tadó y Condoto, el número de clientes y la participación del mismo en la estructura del mercado se presentan en el cuadro siguiente:
Clientes por municipio para los años 2010 y 2011
Clase de Servicio 2011 2010 Variación
Porcentual Alumbrado Publico 18 18 0,00% Comercial 3.816 3.736 2,14% Auto Consumo 3 1 200,00% Oficial 641 617 3,89% Industrial 126 135 -6,67% Provisional 97 0 -Residencial Estrato 1 51.108 48.951 4,41% Residencial Estrato 2 5.559 5.393 3,08% Residencial Estrato 3 2.705 2.706 -0,04% Residencial Estrato 4 11 11 0,00% Total 64.084 61.568 4,09% Municipio 2011 2010 Variación Porcentual Bagado 832 807 3,10%
Cantón de San Pablo 922 881 4,65%
Certegui 968 946 2,33%
Condoto 3.806 3.755 1,36%
Istmina 8.190 7.882 3,91%
Lloró 1.301 1.262 3,09%
Medio Baudó 674 652 3,37%
Medio San Juan 998 977 2,15%
Novita 1.075 1.014 6,02% Quibdó 35.682 34.331 3,94% Río Iró 847 833 1,68% Río Quito 1.098 1.089 0,83% Tadó 4.583 4.178 9,69% Unión Panamericana 1.682 1.582 6,32% Yuto 1.426 1.379 3,41% Total 64.084 61.568 4,09%
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Ubicación de municipios atendidos por DISPAC
Del total de usuarios del Mercado de Comercialización de DISPAC unos 9.097 se encuentran ubicados en el área rural es decir el 14,2%, mientras que el 85,8% que corresponde a 54.987 usuarios están en el área urbana, como se muestra en el siguiente cuadro:
Número de usuarios por municipio ubicados en área rural y urbana
A continuación se observa la participación del número de clientes, valor facturado por energía y consumo, de los clientes residenciales y no residenciales
Estructura de la participación de los sectores Residencial y No Residencial en el mercado de DISPAC
Municipio Rural Urbano Total
Bagado 144 688 832
Cantón de San Pablo 404 518 922
Certegui 60 908 968
Condoto 872 2.934 3.806
Istmina 884 7.307 8.191
Lloró 490 811 1.301
Medio Baudó 454 220 674
Medio San Juan 104 894 998
Novita 358 717 1.075 Quibdó 1.298 34.384 35.682 Río Iró 434 413 847 Río Quito 699 399 1.098 Tadó 1.261 3.322 4.583 Unión Panamericana 882 799 1.681 Yuto 753 673 1.426 Total 9.097 54.987 64.084 Clase de Servicio Número de Clientes Participación Valor Facturado
Millones $ Participación Energía MWh Participación
Residencial 59.383 92,8% 20.368,0 55,0% 97.125,0 70,2%
No Residencial 4.701 7,2% 17.023,0 45,0% 41.262,0 29,8%
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Porcentaje de clientes de los sectores residencial y no residencial
Porcentaje de ventas de energía (MWh) en los sectores residencial y no residencial
Porcentaje de ventas de energía ($) en los sectores residencial y no residencial
5.2 Clientes medidos
Durante el año 2011 aumentó en 2.277 el número de usuarios medidos, lo que indica un crecimiento del 4,22%, al pasar de 53.915 usuarios en el año 2010 a 56.192 usuarios en el 2011. El total de usuarios medidos representa el 87,68% del total de los atendidos por
15 DISPAC. En el siguiente cuadro se presenta la evolución histórica del número de usuarios atendidos y medidos.
Evolución de los clientes medidos y atendidos entre los años 2002 y 2011
Grafica con la evolución de clientes medidos y atendidos entre los años 2002 y 2011
La mayoría de los clientes que aún no cuentan con medición se encuentran en zonas rurales en las que todavía no se ha realizado la remodelación de las redes. En el cuadro siguiente se presenta el tipo de medidores instalados según la clase de servicio.
Año Clientes Atendidos Clientes Medidos 2002 34.834 3.127 2003 42.640 25.876 2004 45.111 32.375 2005 48.187 39.805 2006 51.214 43.356 2007 53.766 45.099 2008 54.727 46.619 2009 57.470 49.441 2010 61.568 53.915 2011 64.084 56.192 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Clientes Atendidos 34.834 42.640 45.111 48.187 51.214 53.766 54.727 57.470 61.568 64.084 Clientes Medidos 3.127 25.876 32.375 39.805 43.356 45.099 46.619 49.441 53.915 56.192 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 C ant ida d Clientes Medidos
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Tipo de medidores instalados en el mercado de DISPAC por sector de consumo
5.3 Compras y ventas de energía
5.3.1 Compras de energía
Durante el año 2011 se compraron 182,4 GWh, lo cual representa un incremento del 5,24% frente a la energía comprada en el año 2010. El valor por concepto de compras de energía para el año 2011 (sin incluir costo de las restricciones) fue de $23.616,5 millones, que presenta un incremento del 4,2% respecto del monto pagado en el año 2010. El valor de compra promedio de la energía fue de 129.47 $/kWh en el 2011.
La comparación del comportamiento mensual de la demanda de los años 2011 y 2010 se muestra a continuación:
Demanda mensual de energía eléctrica para los años 2010 y 2011
Residencial Comercial Oficial Industrial
1 Monofásicos Bifilares 42.766 92 42.858
2 Monofásicos Trifilares 925 136 1.061
3 Bifásicos 5.706 2.307 29 8.042
4 Trifásicos 987 488 114 1.589
Total Medidores Convencionales 49.397 3.522 517 114 53.550
5 Medidores Prepago 447 447
6 Medición Centralizada 2.195 2.195
Total Medidores Instalados 52.039 3.522 517 114 56.192 Clase de Servicio
Ítem Tipo de Medidor Total
Mes 2011 2010 Variación Porcentual enero 14.382,7 14.974,4 -3,95% febrero 15.461,9 13.263,6 16,57% marzo 15.394,2 14.986,3 2,72% abril 14.798,6 14.438,1 2,50% mayo 15.516,8 14.996,8 3,47% junio 15.235,1 14.197,7 7,31% julio 14.049,3 14.688,4 -4,35% agosto 15.657,9 14.677,7 6,68% septiembre 15.307,1 13.972,1 9,55% octubre 15.420,8 14.734,3 4,66% noviembre 15.202,8 14.077,2 8,00% diciembre 15.976,0 14.318,1 11,58% Total 182.403,2 173.324,7 5,24%
17 El suministro de energía a lo largo del año 2011, fue obtenido a través de contratos de largo plazo en un 93.69% y en la Bolsa del Mercado de Energía Mayorista –MEM- el 6.31% restante.
El comportamiento de las compras de energía durante los meses del año 2011 se puede apreciar en el siguiente cuadro:
Compras de energía eléctrica en contratos y bolsa
Las compras de energía durante el año 2011 se realizaron a los siguientes proveedores:
Proveedores de energía eléctrica
Conforme a la política establecida por la Junta Directiva de DISPAC, se continuó con la compra de energía mediante el esquema de contratos de largo plazo, entre otras razones, por la necesidad de minimizar los riesgos financieros asociados a la compra de energía en Bolsa y para mantener una señal de precios más estable hacia el usuario final.
Demanda (MWh) Precio ($/kWh) Demanda (MWh) Precio ($/kWh) enero 14.210,6 129,33 172,0 93,64 febrero 14.216,3 130,73 1.245,6 98,70 marzo 14.221,2 131,95 1.173,0 80,51 abril 14.226,1 132,21 572,5 81,37 mayo 14.231,3 133,00 1.285,6 62,40 junio 14.237,7 132,77 997,4 67,37 julio (*) 14.241,9 132,07 (192,7) (332,45) agosto 14.248,3 131,97 1.409,6 87,59 septiembre 14.256,6 132,98 1.050,5 91,24 octubre 14.260,0 134,14 1.160,8 80,24 noviembre 14.266,6 134,31 936,2 76,56 diciembre 14.272,1 134,43 1.703,9 58,25 Total 170.888,7 11.514,5 Valor Promedio 132,49 77,81
(*) Se presentó venta de energía en bolsa, ya que los contratos son Pague lo Contratado
Mes Contratos Bolsa Proveedor % compra de energía Isagén 79,54% Termotasjero 14,15% Bolsa 6,31%
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5.3.2 Ventas de energía
Las ventas de energía de DISPAC en el año 2011 ascendieron a 138,4 GWh, presentando un incremento del 3,52% frente al año 2010. Estas ventas representaron ingresos de $37.328,8 millones.
Ingresos por ventas de energía para los años 2010 y 2011
Los subsidios causados en el año 2011 tuvieron un incremento del 14,49% frente al valor del año 2010, al pasar de 12.608,3 millones de pesos a 14.435,5 millones de pesos. Por su parte, en el año 2011, el Gobierno Nacional giró 17.650,3 millones de pesos con lo cual, prácticamente pagó el valor adeudado del año 2010 y tres trimestres del año 2011. Los subsidios causados en el año 2011 corresponden al 27,9% de los ingresos totales por ventas de energía del año. Estos subsidios benefician al 92,7% de los usuarios.
En el siguiente cuadro aparecen las ventas del año 2011 comparadas con la del año 2010, por clase de servicio:
Ventas de energía en MWh para los años 2010 y 2011
Detalle Unidad 2011 2010 Variación
Anual
Ventas de Energía Millones $ 51.764,3 44.993,1 15,05%
Ingresos facturación consumo (Energía y Contribución) Millones $ 37.328,8 32.384,8 15,27% Subsidios Fondo de Solidaridad Millones $ 14.435,5 12.608,3 14,49%
Ventas de Energía GWh 138,4 133,7 3,52% Clase 2011 2010 Variación Porcentual Alumbrado Público 3.390,5 3.082,6 9,99% Comercial 24.141,7 22.924,5 5,31% Oficial 12.405,5 12.504,9 -0,80% Provisional 409,4 0,0 -Estrato 1 78.241,2 75.314,1 3,89% Estrato 2 11.804,6 11.678,0 1,08% Estrato 3 7.040,3 7.209,5 -2,35% Estrato 4 38,7 42,3 -8,50% Industrial 915,3 928,8 -1,45% Total 138.387,2 133.684,8 3,52%
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Gráfico de ventas por clase de servicio
En la siguiente grafica se presenta la evolución de ventas en cantidades de energía.
Grafica Evolución de ventas de energía en MWh entre los años 2002 y 2011
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Ventas 115,4 106,7 98,3 105,5 115,0 119,5 124,7 133,7 138,4 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 GWh
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5.4 Medición prepago
En el mercado de Comercialización de DISPAC en agosto del año 2009 se inició la instalación de medidores prepago a clientes de los estratos 1 y 2 que presentaban mora en el pago del servicio, pero que deseaban continuar gozando del mismo. Los 451 medidores que había instalados a diciembre del año 2011 han permitido implementar una solución de alto contenido social cuyos principales beneficios son:
• Reducción de la morosidad.
• Crea en el cliente cultura de uso racional de energía.
• Mantiene al cliente al día en el cumplimiento del acuerdo de pago.
• Se demanda energía previamente pagada (se consume de acuerdo a la capacidad de pago).
• Minimiza el riesgo de fraude.
• Adecua la compra de energía a la temporalidad de ingresos del cliente.
En el siguiente cuadro se presentan los resultados obtenidos en el año 2011 con la utilización de esta tecnología:
Valores facturados en el año 2011 a clientes con medidor prepago
5.5 Medición remota
Al finalizar el año 2011 se tenía instalada medición remota a unos 2.198 clientes vinculados a unos 26 transformadores de distribución ubicados en diferentes circuitos de la ciudad de Quibdó. Dichos transformadores tenían en promedio pérdidas superiores al
Conceptos Facturados Valor
Energía Vendida $ $ 123.390.185
Subsidios $ (-) -$ 68.313.750
Abono a deuda $ (+) $ 9.480.464
Valor recaudo $ (=) $ 64.556.899
Otros Datos Valor
Energía Vendida [kWh] 324.851
Numero de recargas 11.425
Valor promedio por recarga 5.631
Consumo Promedio Usuario Estrato 1 [kWh/mes] 95,86 Consumo Promedio Usuario Estrato 2 [kWh/mes] 83,49
21 36 % y después de la instalación de esta tecnología este valor se situó por debajo del 10%, es decir, que prácticamente solo tienen perdidas técnicas.
En el cuadro se puede observar una muestra conformada por 10 de los transformadores que se tienen intervenidos, en los cuales las pérdidas eran de 68 MWh mensuales con la medición convencional, y muestra como se redujeron a 10 MWh, lo que ha dado como resultado una recuperación de energía de 350 MWh., en los seis meses que llevan instalados.
Variación de las pérdidas de energía en transformadores con clientes a los cuales se les instaló medición remota
En general se observa que la recuperación de energía está representada principalmente en disminución en las compras ya que, los usuarios al ver la imposibilidad de vulnerar el sistema disminuyen su consumo, bien sea por cambio de electrodomésticos por gasodomésticos o porque realizan un uso más racional de la energía.
Consumo Integrador Consumo Usuarios Pérdidas kWh %Pérdidas con el sistema Consumo Integrador Consumo Usuarios Pérdidas kWh %Pérdidas antes del sistema 150 Roma SQ -201 70 21.994 19.555 2.439 11,09% 25.140 18.979 6.161 24,51% 3.722 22.334 1935 Angeles SQ - 204 92 11.868 10.925 943 7,95% 19.020 12.005 7.015 36,88% 6.072 36.432 2037 Minuto de DiosSQ - 203 39 7.008 6.480 528 7,53% 15.540 6.501 9.039 58,17% 8.511 51.068 2052 Kennedy SQ -202 61 5.716 5.149 567 9,93% 15.800 13.363 2.437 15,42% 1.870 11.217 2108 La Victoria SQ -202 42 4.920 4.478 442 8,99% 6.320 4.786 1.534 24,27% 1.092 6.551 2118 Villa España SQ -202 24 5.016 4.650 366 7,29% 3.960 2.407 1.553 39,22% 1.188 7.125 219 San Vicente SQ -201 67 16.826 15.367 1.459 8,67% 21.000 13.174 7.826 37,27% 6.367 38.202 227 San Martín SQ -201 81 12.696 10.771 1.925 15,16% 27.120 12.704 14.416 53,16% 12.491 74.945 299 Niño Jesus SM- 201 60 11.352 10.410 942 8,30% 32.160 14.249 17.911 55,69% 16.969 101.814 3020 El Futuro SQ -202 56 6.529 5.597 932 14,27% 4.480 3.494 986 22,01% 54 324 Totales 10.543 9,92% 68.878 36,66% 58.335 350.012
Transformador Ubicación Circuito No. Usuarios
Pérdidas Actuales Energía
Recuperada total Pérdidas Antes del Sistema Energía
Recuperada mes
150 1935 2037 2052 2108 2118 219 227 299 3020 % Pérdidas antes del sistema 24,5% 36,9% 58,2% 15,4% 24,3% 39,2% 37,3% 53,2% 55,7% 22,0% % Pérdidas con el sistema 11,1% 7,9% 7,5% 9,9% 9,0% 7,3% 8,7% 15,2% 8,3% 14,3%
0,0% 10,0% 20,0% 30,0% 40,0% 50,0% 60,0% 70,0% Transformadores
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5.6 Comportamiento tarifario
El Costo Unitario de Prestación del Servicio –CU- tuvo un incremento del 4,59% al pasar de 361,79 $/KWh en diciembre del año 2010 a 378,38 $/KWh en diciembre del año 2011. Los nuevos cargos de distribución decretados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante Resolución 108 de 2009, generaban un incremento en la tarifa del usuario superior al 15%. Con el fin de minimizar este impacto se aplicó una Senda Tarifaria por un período de 15 meses. Esta opción tarifaría incrementó el valor del CU en un 1% mensual desde enero de 2010 hasta octubre del año 2011.
En el siguiente cuadro se registra el valor del CU y de cada uno de sus componentes para los meses de diciembre de los años 2010 y 2011:
Costo Unitario y sus componentes para los años 2010 y 2011
La gráfica presenta la evolución del Costo Unitario de Prestación del Servicio que se aplicó durante el año 2011. Componente 2011 2010 Variación $/kwh Variación Porcentual G (Generación 129,98 134,80 -4,82 -3,57% T (Transmisión) 21,38 23,50 -2,12 -9,00% R (Restricciones) 23,48 8,60 14,88 173,05% C (Comercialización) 65,76 72,27 -6,51 -9,01%
PRn1 (Pérdidas Reconocidas Nivel 1) 25,69 26,90 -1,21 -4,51%
D (Nivel 1) 112,08 95,72 16,36 17,10%
CU (Nivel 1) 378,38 361,79 16,59 4,59%
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Nivel 1 365,40 369,05 372,74 376,47 380,24 384,04 387,88 391,76 395,68 392,46 375,76 378,38 Nivel 2 316,20 319,36 322,55 325,78 329,04 332,33 335,65 327,37 309,41 311,84 321,63 324,06 0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00 400,00 450,00 $/kWh
23 El Costo Unitario de Prestación del Servicio aplicado por DISPAC a los clientes del mercado del Departamento del Chocó no es de los más altos del país como se podría pensar. En el siguiente cuadro se evidencia que existen en Colombia por lo menos 13 empresas que presentan costos unitarios superiores.
Costo Unitario de Prestación del Servicio mes de diciembre de 2011 aplicado por algunas empresas comercializadoras de energía
5.7 Recaudo
En el año 2011 el valor del recaudo fue de $36.228 millones, sin incluir $66 millones asignados por el Fondo de Energía Social (FOES). Del valor recaudado, $32.430 millones corresponden a recaudo corriente y $3.798 millones al de cartera. Estas cifras representan un crecimiento frente al año 2010 del 9% del recaudo total y un 19% del recaudo corriente. En la gráfica se observa la evolución positiva que ha tenido el comportamiento del nivel de recaudo entre los años 2003 y 2011.
Empresa Mercado Costo Unitario
Nivel 1
Centrales Electricas de Nariño S.A. E.S.P. Nariño 474,37
Empresa de Energía del Valle del Sibundoy S.A. E.S.P. Sibundoy 456,51
Centrales Eléctricas de Caldas S.A. E.S.P. Caldas 440,98
Empresa de Energia de Boyaca S.A. E.P.S. Boyacá 440,67
Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. Quindío 429,79
Enertolima S.A. E.S.P. Tolima 424,78
Electrificadora del Caquetá S.A. E.S.P. Caquetá 423,90
Electrificadora del Huila S.A. E.S.P. Huila 422,09
Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P. Cundinamarca 414,53
Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P. Caldas 401,76
Electrificadora del Meta S.A. E.S.P. Meta 399,44
Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. Santander 399,25
Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. Valle del Cauca 386,71
Empresa Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P. Chocó 378,38
Centrales Eléctricas de Norte de Santander S.A. E.S.P. Norte de Santander 374,62
Empresas Municipales de Cali EMCALI E.I.C.E Cali 372,00
Codensa S.A. E.P.S. Bogotá 363,78
Empresas Públicas de Medellín E.S.P. Antioquia Unificado 360,25
Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P. Pereira 355,34
Empresas Municipales de Cartago S.A. E.S.P. Cartago 352,66
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Evolución del recaudo Corriente y Total entre 2010 y 2011
Por otra parte, los recursos del FOES asignados en el 2011 fueron de 66 millones de pesos, representando solo el 14% de los recursos asignados en el 2010, para un valor total recaudado de $36.294 millones, con lo cual el nivel de recaudo total en el 2011 fue del 95%.
De igual forma, hay que tener en cuenta que para el 2011 no ingresaron pagos extraordinarios como en el año 2010 y que fueron el resultado del fallo del proceso jurídico en contra del municipio de Quibdó por no pago del alumbrado púbico, lo cual significó un ingreso de 972 millones de pesos y un pago de 575 millones de pesos realizado por el Hospital San Francisco.
En la siguiente gráfica se observa la evolución del recaudo por año incluyendo el FOES. Evolución del recaudo entre los años 2003 y 2011
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 CORRIENTE 4.361,0 8.115,0 10.975,0 13.929,0 16.142,0 18.868,0 21.752,7 27.244,0 32.430,0 TOTAL 10.253,0 15.758,0 17.094,0 19.725,0 21.196,0 24.275,0 28.205,1 33.108,0 36.228,0 0,0 5.000,0 10.000,0 15.000,0 20.000,0 25.000,0 30.000,0 35.000,0 40.000,0 M ill o n es d e $
Evolución del Recaudo Corriente y Total entre 2003 y 2011
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 IR 54,0% 74,4% 87,9% 91,3% 92,4% 93,8% 96,3% 100,0% 95,0% 0,0% 20,0% 40,0% 60,0% 80,0% 100,0% 120,0%
25
5.8 Cartera
El monto de las cuentas por cobrar, incluido la factura puesta al cobro, a diciembre del año 2011 ascendía a 19.941,1 millones de pesos. Como se observa en el siguiente cuadro, la cartera mayor a 360 días corresponde al 62.82% del total de cartera.
Cartera por clase de servicios y edad a diciembre de 2011
De la cartera mayor a un año, el 73.74% tiene más de 5 años de antigüedad como se muestra enseguida.
Antigüedad de la cartera mayor a 360 días con corte a diciembre de 2011
En el 2011 se implementaron programas que permitieron mejorar los resultados de recaudo y de recuperación de cartera, tales como: Programa de Suspensión y Verificación del Servicio a Usuarios Morosos, Gestión Clientes Destacados, Proyecto de Medidores Prepago y el Plan Integral de Recuperación de Cartera, todo ello con la ayuda de la Directriz número 23 de acuerdos de pago, mediante la cual se logró suscribir con los clientes 5.594 acuerdos por un valor financiado de 2.586 millones de pesos, con un valor
Cifras en millones de pesos
Clase de Servicio Puesta al
Cobro Corriente a 30 días a 60 días a 90 días a 180 días a 360 días > 360 días * TOTAL
Alumbrado Público 102,2 73,5 64,5 64,0 66,5 186,3 278,0 1.473,6 2.308,7 Comercial 953,7 121,4 45,7 38,7 33,4 90,3 227,0 819,6 2.329,8 Industrial 38,1 10,3 6,1 7,2 2,9 12,3 36,4 172,8 286,1 Oficial 384,1 133,8 32,3 28,4 24,4 52,7 95,7 2.305,2 3.056,6 Provisional 107,3 107,3 Residencia E1 1.312,1 7,0 5,2 4,8 0,1 1,4 6,4 0,0 1.337,0 Residencia E2 257,3 250,1 162,6 164,7 176,8 477,9 937,1 7.050,1 9.476,6 Residencia E3 198,9 15,7 8,1 6,7 9,0 25,1 54,5 606,3 924,1 Residencia E4 1,3 9,3 2,7 2,6 2,9 9,2 22,7 161,2 211,7 Subtotal 3.354,8 621,1 327,2 317,1 316,1 855,2 1.657,7 12.588,6 20.037,8 Participación 16,74% 3,10% 1,63% 1,58% 1,58% 4,27% 8,27% 62,82% 100,00% Diferencias facturación emitida en el período -96,7 Total 19.941,14
(*) Incluye Cartera Depurada por valor de $920 millones.
Cifras en millones de pesos
Clase de Servicio 1 a 2 años 2 a 3 años 3 a 4 años 4 a 5 años > 5 años Total
Alumbrado Público 101,6 0,0 35,6 15,8 1.320,6 1.473,6 Comercial 115,1 77,9 49,4 55,7 521,5 819,6 Industrial 52,1 52,1 3,1 3,5 61,9 172,8 Oficial 21,7 50,8 6,0 17,1 2.209,6 2.305,2 Residencial E1 1.536,2 187,6 252,0 439,9 4.634,4 7.050,1 Residencial E2 119,8 15,5 15,8 32,7 422,4 606,2 Residencial E3 29,0 8,6 2,7 8,0 112,8 161,1 Residencial E4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Total 1.975,5 392,5 364,6 572,8 9.283,2 12.588,6 Participación 15,69% 3,12% 2,90% 4,55% 73,74% 100,00%
26 promedio de cuotas iniciales de 370 millones pesos y un recaudo de cuotas por 751 millones de pesos.
De igual forma, hay que resaltar los beneficios del convenio realizado entre DISPAC y el municipio de Quibdó, a través del cual se acordó la facturación y recaudo del Impuesto de Alumbrado Público en la factura de energía eléctrica. Este convenio ha permitido que la empresa debite mensualmente el cobro del servicio de energía al municipio sin incurrir en nueva mora. Durante la ejecución de este convenio en el año 2011, se logró recaudar 630 millones de pesos.
Se realizaron compensaciones del Impuesto de Industria y Comercio con deudas por concepto de energía eléctrica de cada municipio por valor de 259.2 millones de pesos. En el año 2011 se recuperó cartera por valor de 957 millones de pesos que corresponde a una mejora del 4,9% frente al valor del año 2010.
Sólo la cartera de Alumbrado Público presenta un incremento significativo del 33,5%, para su recuperación se está en la espera de los resultados de los procesos jurídicos que la empresa viene adelantando en contra de los municipios que presentan mora.
En el año 2011 la cartera de los clientes comerciales e industriales presentó una diminución del 27,5% y 21,8% respectivamente. Así mismo, la cartera de los clientes residenciales de los estratos 1, 2, 3 y 4 se redujo en 5,1%, 24,5%, 46,9% y 100% respectivamente.
De igual forma en el 2011 se adelantaron gestiones para continuar con el Proceso de Depuración de Cartera, como resultado se depuraron en el sistema Comercial 129 cuentas con una cartera de 52 millones de pesos; además, se lograron identificar 485 cuentas que presentan cartera por valor de 310 millones de pesos que responden a lotes, ruinas y predios demolidos.
Estado comparativo con corte a diciembre de 2011 de los clientes que tenían cartera morosa a diciembre de 2010:
27
Variación de la cartera en mora entre 2010 y 2011
La cartera registrada para cada uno de los municipios atendidos por DISPAC se presenta en el cuadro siguiente:
Variación de la cartera por municipios entre 2010 y 2011
5.9 Peticiones, Quejas y Recursos – PQR
Durante el año 2011 se presentaron 6.809 Peticiones, Quejas y Recursos PQRs, lo cual significa una reducción del 3.22% frente al año 2010.
Del total de PQRs presentadas en el año 2011 el 85,1%, es decir 5.794, corresponden a Reclamaciones y las 1.015 restantes, que constituyen el 14,9%, fueron Peticiones.
Cifras en millones de pesos
Nro. usuarios Cartera Nro. usuarios Cartera Nro. usuarios Cartera Nro. usuarios Cartera Alumbrado Público 17 2.206,4 17 1.653,0 0 553,4 0,0% 33,5% Comercial 770 1.376,1 789 1.899,0 -19 -522,9 -2,4% -27,5% Industrial 40 248,0 43 317,0 -3 -69,0 -7,0% -21,8% Oficial 298 2.672,4 302 2.695,0 -4 -22,6 -1,3% -0,8% Provisionales 30 24,9 0 0,0 30 24,9 0,0% 0,0% Residencial E1 19.326 9.219,2 18.573 9.719,0 753 -499,8 4,1% -5,1% Residencial E2 1.111 725,2 1.060 960,0 51 -234,8 4,8% -24,5% Residencial E3 328 210,4 309 396,0 19 -185,6 6,1% -46,9% Residencial E4 0 - 1 1,0 -1 -1,0 -100,0% -100,0% Total 21.920 16.682,6 21.094 17.640,0 826 -957,4 3,9% -5,4% Cartera 2011 Cartera 2010 Variación
Clase de Servicio
Variación
Millones $ Participación Millones $ Participación Pesos Porcentaje
Bagadó 414,3 2,48% 346,8 1,97% 67,5 19,46%
Cantón de San Pablo 807,9 4,84% 703,9 3,99% 104,0 14,77%
Certegui 121,1 0,73% 151,3 0,86% (30,2) -19,97%
Condoto 1.139,8 6,83% 1.095,1 6,21% 44,7 4,08%
Istmina 2.577,5 15,45% 2.503,4 14,19% 74,1 2,96%
Lloró 531,0 3,18% 505,5 2,87% 25,5 5,04%
Medio Baudó 459,8 2,76% 384,6 2,18% 75,2 19,55%
Medio San Juan 571,3 3,42% 464,1 2,63% 107,2 23,10%
Novita 566,2 3,39% 482,6 2,74% 83,6 17,32% Quibdó 6.338,0 37,99% 8.013,3 45,43% (1.675,3) -20,91% Rio Iró 443,4 2,66% 458,7 2,60% (15,3) -3,34% Rio Quito 318,4 1,91% 351,1 1,99% (32,7) -9,31% Tadó 1.143,8 6,86% 1.037,2 5,88% 106,6 10,28% Union Panamericana 597,8 3,58% 516,9 2,93% 80,9 15,65% Yuto 652,3 3,91% 625,8 3,55% 26,5 4,23% Total 16.682,5 100,00% 17.640,3 100,00% (957,8) -5,43% Cartera 2011 Cartera 2010 Municipio Variación 2010 -2011
28 De las PQRs Tipo Reclamaciones, 1.451, equivalentes al 25,04%, se resolvieron a favor del usuario, y de las de Tipo Peticiones el 63,34% (634) se resolvieron a favor del suscriptor.
En el siguiente gráfico se presenta la evolución de PQRs que fueron presentadas en 2011 por los usuarios y tramitadas por la Empresa.
Peticiones, Quejas y Recursos presentados y resueltos en el año 2011
La mayor causa de inconformidad en las reclamaciones presentadas por los clientes es la de “Alto Consumo” con 3.173 reclamaciones, que alcanzó en el año 2011 el 54,76% del total de PQRs Tipo Reclamaciones.
En cuanto a la evolución a través de los años, el tiempo de respuesta de DISPAC a las peticiones, quejas y recursos, siempre ha sido inferior al plazo máximo de 15 días establecido por la normatividad como lo muestra el siguiente gráfico.
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic PQRs Recibidas 522 600 558 658 578 644 631 771 540 531 446 330 PQRs Tramitadas 522 600 558 658 578 644 631 771 540 531 446 263 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 Cantidad
29
Evolución entre los años 2004 y 2011 del tiempo de resolución de PQRs
5.10 Nivel de Satisfacción del Cliente
Al igual que lo hizo en el año 2010, DISPAC participó en el año 2011 en la Encuesta de Satisfacción del Consumidor Residencial de Energía Eléctrica que por más de 9 años ha venido adelantando en países de América del Sur, Centroamérica y Norteamérica, la Comisión de Integración Energética Regional –CIER- y en la cual actualmente participan 12 empresas Distribuidoras de Energía Colombianas.
Este instrumento ha permitido medir el Nivel de Satisfacción del Cliente Residencial de DISPAC a través de varios indicadores entre los cuales está del Índice de Satisfacción General –ISG- que permite medir el porcentaje de clientes cuya evaluación haya dado una calificación de “Satisfecho” o “Muy Satisfecho”. En le caso de DISPAC este indicador pasó de 38,8% a 50,5% frente a un valor de 76,1% obtenido como promedio CIER.
Como resultado de la encuesta realizada se genera una Matriz de Acciones de Mejora que permite identificar los aspectos relacionados con la calidad del servicio percibidos por el Clientes como los más importantes y trabajar en ellos para incrementar la satisfacción del mismo respecto del servicio prestado por la Empresa.
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Tiempo de Respuesta 11 8 10 11 11 9 11 10 Tiempo Máximo de Ley 15 15 15 15 15 15 15 15 0 2 4 6 8 10 12 14 16 Días
30
5.11 Rediseño de la página WEB
En el año 2011 DISPAC mejoró la comunicación virtual con el cliente, diseñando una nueva página Web que incluía contenido de interés para los usuarios como derechos y deberes y un link para ingreso de PQRs y sugerencias.
5.12 Índice de Pérdidas de energía Eléctrica
El Indicador de Pérdidas de Energía del Distribuidor a diciembre de 2011 se ubicó en el 21.58%, presentando un aumento de 2.47 puntos porcentuales frente al valor del mismo en el año 2010 que fue de 19.11%, lo que significa un aumento del 12.98%.
El comportamiento del promedio móvil del Indicador de Pérdidas del 2011, calculado conforme a lo establecido por la Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas 072 de 2002, se muestra en la siguiente gráfica:
Evolución del Índice de Pérdidas de Energía entre los años 2002 y 2011
El incremento en el Nivel de pérdidas de energía de DISPAC se explica por el bajo nivel de inversión asignado; pero debido a las acciones adelantadas por la empresa, tales como
0,00% 10,00% 20,00% 30,00% 40,00% 50,00% 60,00%
dic-02 dic-03 dic-04 dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 dic-10 dic-11 Índice de Pérdidas 54,69% 35,73% 29,30% 28,89% 25,07% 20,92% 21,67% 22,66% 19,11% 21,58%
31 campañas de tipo operativo de acuerdo con los resultados del análisis realizado en escritorio a las bases de datos de la energía facturada mes a mes y a los balances energéticos, dando prioridad a los circuitos con mayores pérdidas de energía, se logró evitar un incremento mayor del indicador en el año 2011.
5.12.1 Inversiones en el Programa de Pérdidas de Energía
Monto de las inversiones en Reducción de Pérdidas de Energía en el año 2011
6 Gestión del Negocio de Distribución
6.1 Operación y mantenimiento
Durante la vigencia 2011 se invirtieron más de 874 millones de pesos en diversas actividades de mantenimiento, alcanzando un compromiso del 95% sobre el valor asignado. Dentro de las actividades se destacan, entre otras, el despeje de las franjas de servidumbre de los circuitos de distribución de la empresa. Para tal efecto fueron celebrados tres compromisos entre contratos y órdenes de servicio por más de 200 millones de pesos, que significaron la intervención de 50 km de la red de transmisión (115 kV), 192 km de la red de la zona de San Juan y no menos de 25 km de red en la zona Atrato; estos últimos, con la novedad de haberse contratado con personal de la región para atender los sectores entre Lloró y Villa Claret, y desde Bahía Solano (Municipio de Quibdó) hasta Villa Conto (Municipio de Río Quito). Con esta actividad la Empresa hizo presencia efectiva a la luz de la Responsabilidad Social Empresarial - RSE, haciendo el acompañamiento con los líderes de la comunidad de Lloró y Villa Claret así como con los concejos comunitarios de la zona del Río Quito, con quienes podrá contar en adelante para futuras intervenciones.
También se realizó el mantenimiento de los aires acondicionados de las subestaciones del Departamento y la recarga, acompañada del mantenimiento, de todos los extintores de incendio de las subestaciones, utilizando más de 14 millones de pesos del recurso de
Ítem Descripcion del Proyecto Millones $ Cantidad de Obra
1 Remodelacion de redes de distribucion 438,2 241 usuarios beneficiados
2 Instalacion equipos de medida 114,8 600 medidores
3 Reposicion materiales por daños de usuario 91,5 510 equipos
4 Compra de medidores prepago 15,3 40 equipos
Total Inversión (*) 659,8
32 mantenimiento y además, fueron llevados a cabo los análisis correspondientes a las muestras de aceite de todos los transformadores de potencia por más de 4,5 millones de pesos y adquiridos por poco más de 110 millones de pesos, algunos materiales para las actividades de mantenimiento que surgen de la operación habitual. Se contrató el mantenimiento del cerramiento de la Subestación Cértegui, actividad que para armonizar con el futuro proyecto de construcción de la bodega en dicho lugar comprometió casi 50 millones de pesos y se inició proceso de inyección de protecciones por cerca de 24 millones de pesos para dar cumplimiento a los acuerdos del Concejo Nacional de Operación -CNO-.
6.2 Calidad del servicio
Los usuarios de DISPAC S. A. ESP., fueron beneficiados por un incremento en la continuidad del servicio de electricidad que sin ser extraordinario, no demerita la realidad de haber mejorado la calidad del servicio la energía; es decir, las cifras dan cuenta de un incremento desde un 99,59% de continuidad en el año 2010 hasta un 99.74% en el año 2011, dejándolo incluso por encima del 99.66% de continuidad que en otrora se alcazaba cuando era el año 2009. Esto significa en términos más sencillos, que durante el año 2011, en promedio, cada usuario de DISPAC S. A. ESP., pudo contar con 23.94 horas de servicio al día, mientras que en el año 2009 y 2010 sólo tenían 23.91 y 23.90 horas en promedio.
La mejora en la continuidad del servicio prestado durante el año 2011 tiene una estrecha relación con la no ocurrencia de eventos de tan alto impacto en el STR como en el año inmediatamente anterior; o mejor, en el año 2010 se presentó el menor promedio de continuidad del servicio, dado que ni en el año anterior a éste, el 2009, ni en el año que nos ocupa para el presente informe, 2011, se presentaron eventos simultáneos de las líneas del STR como sí ocurrió en el año 2010. Pese a esto, hubo eventos relevantes que merecen ser expuestos, tal como las fallas ocurridas el 05 de marzo, el 30 de mayo y el 19 de septiembre de 2011 en la línea Cértegui – Istmina 115 kV; estos eventos mantuvieron a los usuarios de la Subestación Istmina sin el servicio de electricidad por un lapso de 800, 752 y 758 minutos respectivamente, desde la noche de su ocurrencia hasta su recuperación a la mañana siguiente.
En el siguiente cuadro se presenta el cumplimiento del indicador de Desconexiones Equivalentes del Servicio –DES- frente a las metas regulatorias:
33
Cumplimiento en el año 2011 de la meta del DES por circuito
A continuación en el cuadro se presenta el cumplimiento para el año 2011 de la meta del Índice de Frecuencia Equivalente de Desconexión del Servicio –FES-:
Cumplimiento en el año 2011 de la meta del FES por circuito
1er. Trim. 2do. Trim 3er. Trim. 4to. Trim 1er. Trim. 2do. Trim 3er. Trim. 4to. Trim
SC-201 Si Si Si Si No No No No SC-202 Si Si No Si Si Si SI Si SI-201 (1) - No No Si - - - -SI-202 No No No Si No Si No Si SI-203 No No No Si No Si No Si SI-204 No No No Si No No Si Si SM-201 Si Si No Si No No No Si SM-202 Si Si No Si No No No Si SM-203 Si Si No Si No No No Si SQ-201 Si Si Si Si No No No Si SQ-202 Si Si Si Si No No No Si SQ-203 Si Si Si Si No No No Si SQ-204 Si No Si Si No No No Si
(1) Los us ua ri os de e s te ci rcui to fue ron tra s l a da dos a l os ci rcui tos SI-202 y SI-204. En ma yo de 2011 s e a te ndi eron en el ci rcui to ori gi na l
2011 CIRCUITO 2 3 4 2010 GRUPO
1er. Trim. 2do. Trim 3er. Trim. 4to. Trim 1er. Trim. 2do. Trim 3er. Trim. 4to. Trim
SC-201 Si No No Si No Si No Si SC-202 Si Si No Si No SI No SI SI-201 (1) - Si Si Si - - - -SI-202 Si Si Si Si No No No No SI-203 Si Si No Si No No No No SI-204 Si Si No Si No No No No SM-201 No Si No Si No Si Si Si SM-202 Si Si No No No Si Si Si SM-203 Si Si Si Si No Si Si Si SQ-201 Si Si Si Si No Si Si Si SQ-202 Si Si Si Si No Si Si Si SQ-203 Si Si Si Si No Si Si Si SQ-204 No No Si Si No Si Si Si
(1) Los usuarios de este circuito fueron trasladados a los circuitos SI-202 y SI-204. En mayo de 2011 se atendieron en el circuito original
2 2011 Circuito Grupo 2010 4 3
34
Nivel de continuidad de la prestación del servicio para el año 2011
En el cuadro siguiente se presenta la evolución entre los años 2001 y 2011 de las horas de servicio prestado por DISPAC:
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Meta 99,71% 99,71% 99,71% 99,71% 99,71% 99,71% 99,71% 99,71% 99,71% Disponibilidad 98,06% 98,92% 98,31% 97,96% 99,48% 99,79% 99,66% 99,59% 99,74% 90,00% 92,00% 94,00% 96,00% 98,00% 100,00% 102,00%
Evolución de la Disponibilidad Promedio del Servicio de Energía Eléctrica
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Real 16,00 18,83 23,53 23,74 23,59 23,51 23,88 23,95 23,92 23,90 23,94 Meta 23,93 23,93 23,93 23,93 23,93 23,93 23,93 23,93 23,93 23,93 23,93 0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 H o ra s
Horas Promedio de Servicio al día
Ejecución Proyecto de Mejoramiento de Subestaciones
35
6.3 Infraestructura eléctrica
6.3.1 Subestaciones
DISPAC S. A. E.S.P. presta el servicio de electricidad a sus usuarios dentro del Departamento del Chocó en la Zona del Atrato a través de la Subestación Huapango en la ciudad de Quibdó en donde actualmente opera El Centro de Control de Quibdó CCQ. Para la atención de usuarios en la Zona del San Juan dispone de las Subestaciones Cértegui e Istmina en las ciudades del mismo nombre. La Subestación La Virginia DISPAC por su parte, embebida dentro de la Subestación La Virginia ISA en el Municipio de La Virginia (Risaralda), constituye su punto de conexión al Sistema de Transmisión Nacional.
Aún sin culminar, DISPAC adelantó las ampliaciones de las Subestaciones Cértegui e Istmina para interconectarlas a través de una línea nueva con tensión nominal de 34.5 kV, Infraestructura ésta, que deberá entrar en operación durante el año 2012.
6.3.2 Redes del Sistema Regional de Transmisión -STR
El sistema de transmisión regional de DISPAC S. A. ESP. cuenta con 321.78 Km de líneas de nivel de tensión 4 de los cuales a diciembre del año 2011, 142.23 km corresponden a la construcción y entrada en operación más reciente, la línea Virginia - Cértegui (2004), mientras que los restantes 179.55 km corresponden a las líneas recibidas del extinto Operador de Red: 45.47 km entre las subestaciones Bolombolo y El Siete , 69.52 km entre las subestaciones El Siete y Huapango (Quibdó), 39.44 km entre las subestaciones Huapango (Quibdó) y Cértegui; y por último 25.12 km entre las subestaciones Cértegui e Istmina.
La inversión del año 2011, según el cuadro anterior correspondió a:
1. La recuperación de dos torres, una con alto grado de deterioro y una más con riesgo de deslizamiento, ambas en la línea Bolombolo – Quibdó. Conjunto a esta actividad se realizó la reposición de 0.65 km de red en el mismo tramo de la red de transmisión por un valor de
Remodelación Nivel de Tensión 4
[km]
2011 428,9 0,65
