INFORME GESTIÓN
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INFORME GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA 22 de Enero de 2010 PowerPoint PPT Presentation


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INFORME GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA 22 de Enero de 2010. CONTENIDO. SEGUIMIENTO A COMPROMISOS COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN CONTROL INTERNO INFORMÁTICA. 1. SEGUIMIENTO A COMPROMISOS. Compromisos Comercial. Gloria Varón Barragán – Secretaria General. COMPROMISO.

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INFORME GESTIÓN JUNTA DIRECTIVA 22 de Enero de 2010

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Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

INFORME GESTIÓN

JUNTA DIRECTIVA

22 de Enero de 2010


Contenido

CONTENIDO

  • SEGUIMIENTO A COMPROMISOS

  • COMERCIALIZACIÓN

  • DISTRIBUCIÓN

  • CONTROL INTERNO

  • INFORMÁTICA


1 seguimiento a compromisos

1. SEGUIMIENTO A COMPROMISOS

Compromisos Comercial

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

COMPROMISO

La Junta solicitó realizar los análisis necesarios que permitan encontrar la explicación a la disminución de las ventas del mes de noviembre de 2008 y su impacto en el incremento de las pérdidas de energía.

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

SITUACIÓN PRESENTADA

VENTAS EN MWh

El total de la energía facturada en Noviembre de 2009 presenta un decremento del 9.1% al compararla con Noviembre de 2008.

En forma acumulada, a Noviembre de 2009 se observa un decremento del 3.9% con relación al acumulado a Noviembre de 2008.

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

SITUACIÓN PRESENTADA

INGRESOS POR VENTAS DE ENERGÍA

Las ventas facturadas en Noviembre de 2009 presentan un decremento de 1.59% frente a lo facturado en Noviembre de 2008.

En forma acumulada, a Noviembre de 2009 se observa un incremento de 10.5% al compararse con el acumulado a Noviembre de 2008.

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

SITUACIÓN PRESENTADA

COMPRAS DE ENERGÍA

El comportamiento de las compras no evidencia una disminución que justifique menores ventas.

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

SITUACIÓN PRESENTADA

PÉRDIDAS DE ENERGÍA

12 MESES

ACUMULADO

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

INFORME DE ANÁLISIS REALIZADO EN DICIEMBRE

  • Se presentaron los análisis realizados:

  • Cantidad de días leídos mensualmente en cada ciclo de facturación

  • Análisis de los consumos promedios por usuarios KWh/usuario en las distintas clases de servicio.

  • Comportamiento de la tarifa media de venta $/KWh en los sectores residencial y no residencial.

  • Estadísticas de predios facturados con consumo cero y las observaciones de lectura reportadas en estos casos para el mes de noviembre.

  • Análisis de los consumos facturados según ciclos de facturación en el mes de noviembre, respecto a la estadística reportada de los consumos facturados de manera individual.

  • CONCLUSIÓN: Los análisis no permitieron encontrar una explicación al comportamiento de las ventas de noviembre de 2009.

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

NUEVO ANÁLISIS

  • Dado que los análisis realizados con los procedimientos acostumbrados, no permitieron encontrar una explicación contundente a la disminución de las ventas en el mes de noviembre, se hizo una nueva revisión, teniendo en cuenta:

  • Cambio de fuentes para generación de la información

  • Revisaron procedimientos aplicados en la actividad de lectura

  • Comparación de la agenda programada en el Sistema Comercial con la información que tiene disponible los aplicativos de lectura

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

RESULTADOS Y CONCLUSIONES

  • Para el mes de noviembre de 2009, no todas las actividades de lectura se ejecutaron de acuerdo con la agenda programada en el sistema comercial. Por programación de recursos disponibles para la ejecución de lecturas, algunos ciclos fueron leídos antes de la fecha programada, ocasionando que a los usuarios de esos ciclos se les facturara menor número de días y por lo tanto menores consumos.

  • Para el mes de diciembre de 2009, una vez se normaliza la fecha mensual de lectura para cada uno de los ciclos, se presenta un incremento en la ventas que obedece a la compensación de lo dejado de facturar en noviembre.

  • El fuerte incremento del índice de pérdidas para el indicador 12 meses a noviembre, se explica por dos eventos coincidentes:

    • Noviembre de 2009 con menos de 30 días facturados y

    • Noviembre de 2008 con más de 30 días facturados

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

COMPRAS DE ENERGÍA

La compras de energía en los meses de Noviembre y Diciembre, son del mismo orden para los años 2008 y 2009.

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

VENTAS DE ENERGÍA

El total de la energía facturada en Diciembre de 2009 presenta un incremento del 4.7% al compararla con Diciembre de 2008.

En forma acumulada a Diciembre de 2009 se observa un decremento del 2.5% con relación al acumulado a Noviembre de 2008.

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

VENTAS DE ENERGÍA 2007 – 2008 – 2009

Puede verse que el comportamiento de las ventas en noviembre de 2009 es atípico con respecto a 2007 y 2008

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

INGRESOS POR VENTAS DE ENERGÍA

Las ventas facturadas en Diciembre de 2009 presentan un incremento de 9.84% frente a lo facturado en Diciembre de 2008.

En forma acumulada a Diciembre de 2009 se observa un incremento de 18% al compararse con el acumulado a Diciembre de 2008.

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PÉRDIDAS DE ENERGÍA

COMERCIALIZADOR

Con la compensación de los consumos facturados en el mes de diciembre de 2009, se presenta la normalización de las pérdidas de energía tal como nos muestra en el indicador 12 meses y en el acumulado.

Gloria Varón Barragán – Secretaria General


2 comercializaci n

2. COMERCIALIZACIÓN

Suscriptores

Composición del Mercado

Ventas de Energía

Demanda Comercial

Costo Unitario

Informe Trimestral Subsidios y Contribuciones

Presupuesto 2010 vs Resolución CREG 173

Variaciones CU para 2010 Resolución 173

Programa de Financiación Social


Suscriptores facturados diciembre de 2009

SUSCRIPTORES FACTURADOS DICIEMBRE DE 2009

Los usuarios facturados a Diciembre de 2009 presentan un crecimiento de 0.98% respecto a Diciembre de 2008. Con relación a la proyección de usuarios para el mes de Diciembre de 2009 se observa una variación del -0.40%. Analizando el crecimiento frente al mes anterior hay un crecimiento del 0.08%

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Composici n del mercado diciembre de 2009

COMPOSICIÓN DEL MERCADO DICIEMBRE DE 2009

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

COMPOSICIÓN DEL MERCADO DICIEMBRE DE 2009

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

ENERGÍA VENDIDA (MWh) DICIEMBRE DE 2009

El total de la energía facturada en Diciembre de 2009 presenta un incremento del 4.7% al compararla con Diciembre de 2008.

En forma acumulada a Diciembre de 2009 se observa un decremento del 2.5% con relación al acumulado a Noviembre de 2008.

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

VENTAS FACTURADAS DICIEMBRE DE 2009

Las ventas facturadas en Diciembre de 2009 presentan un incremento de 9.84% frente a lo facturado en Diciembre de 2008. Con respecto a lo presupuestado para el año 2009 se observa un decremento del 10.01% y con respecto a la proyección ajustada del presupuesto para el mismo mes representa un decremento del 9.43%.

En forma acumulada a Diciembre de 2009 se observa un incremento de 18% al compararse con el acumulado a Diciembre de 2008 y con respecto al acumulado presupuestado el decremento es del 8.37%.

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

COMPORTAMIENTO PUNTUAL DE INDICADORES DEL MERCADO Mc vs Pc DICIEMBRE DE 2009

Para Diciembre de 2009, el Pc se encuentra un 2.89% por debajo del precio de mercado Mc y se tiene una desviación con respecto al presupuestado de 4.7%, explicada por el comportamiento en el IPP durante 2009.

Con respecto a Diciembre del año anterior, se tiene un incremento del 18.75% en el precio de compra, incremento dado por el cambio en precios de contratos de largo plazo.

Los precios promedio de compra en contratos a Largo Plazo estuvieron un 0.94% por debajo de los precios promedio de compra en contratos a nivel nacional.

Solo en el mes de Abril, el precio de bolsa estuvo por debajo del precio con que edeq compró su energía en contratos de largo plazo, por lo tanto, fue correcta la decisión de no exponerse al precio de bolsa.

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

ANÁLISIS DE LA DEMANDA COMERCIAL

DICIEMBRE 2009

La demanda de Diciembre de 2009 estuvo un 0.14% por encima respecto a la demanda del mismo mes de 2008 e inferior a la presupuesta en 4.29%.

Acumulado a Diciembre, la demanda se encuentra un 1.17% por debajo del acumulado a Diciembre en el año 2008 y 3.77% por debajo del presupuesto.

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

COSTO UNITARIO PROMEDIO PONDERADO MR DICIEMBRE DE 2009

El costo unitario promedio ponderado es calculado teniendo en cuenta la participación de las unidades de consumo dentro de los diferentes grupos CU que se definen por la propiedad de los activos. Para Diciembre de 2009 se presenta un incremento de 1.82% respecto al promedio ponderado de Noviembre de 2009, y una variación del -6.94% con respecto al presupuesto de Diciembre de 2009, de los cuales -2.19% se explican por variaciones en la proyección IPP. Estas variaciones se explican básicamente por el comportamiento real reflejado en las componentes de D, G y R del CU.

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

INFORME TRIMESTRAL COMPORTAMIENTO SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES CUARTO TRIMESTRE 2009

A Diciembre de 2009 edeq registra un saldo de subsidios por pagar de la Nación por $2,548 millones

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

VARIACIONES INGRESOS ENTRADA RESOLUCIÓN CREG 173 DE 2009

Los ingresos proyectados para el 2010, teniendo en cuenta la entrada de la res CREG 173, tienen un incremento de $177 millones con respecto al presupuesto aprobado, es decir, no se tienen cambios significativos.

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

VARIACIONES COMPONENTES CU 2010

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

VARIACIONES CU ENTRADA RESOLUCIÓN

CREG 106 y 173 DE 2009

Las variables del CU entre 2009 y 2010 cambian su comportamiento a partir de Febrero 2010, fecha en que se empieza a aplicar los nuevos cargos de distribución aprobados con la res CREG 173 de 2009. El incremento de Diciembre 2009 a enero de 2010 se explica por la entrada de nuevos contratos de compra de energía.

Se proyecta que para el 2010 el costo unitario tendrá incrementos del 6.3% en enero, en febrero se acumulará en un 9.2% y a Diciembre el incremento habrá sido del 9.8%.

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PROGRAMA DE FINANCIACIÓN SOCIAL

TARJETA edeq GRUPO EPM

  • Lanzamiento del programa: 11 de diciembre de 2009

    Lugar: Parque Sucre

  • Entrega de la primera tarjeta: 23 de diciembre de 2009

  • Aliados Comerciales: 14

    Balance a 12 de enero

  • Tarjetas Aprobadas: 268

  • Tarjetas Entregadas: 173

  • Total Ventas: $104.981.609

  • Artículo Más Comprado Computadores

    Electrodomésticos

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

COMPRAS CON LA TARJETA edeq GRUPO EPM

mill de $

De los 14 aliados, 9 han registrado ventas con la tarjeta del programa de Financiación Social

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

DISTRIBUCIÓN COMPRAS POR LÍNEA DE PRODUCTO MES DE LANZAMIENTO

Ing. Mario Fernando Ramírez Lozano - Gerente Comercial


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

Índice de Pérdidas

Pérdidas de Energía

Calidad del servicio y metas 2010

Nuevos cargos por uso

Plan de Expansión

3. DISTRIBUCIÓN


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

ÍNDICE DE PÉRDIDAS 12 MESESCOMERCIALIZADOR Y OPERADOR DE RED

El propósito el presente año es conservar la meta establecida para el año anterior, es decir IP%=12.71% como comercializador, IP%= 10.01% como operador de red

Energía Entrada = Demanda Comercial

Energía Salida = Ventas Propias EDEQ

de acuerdo a la Circular CREG 030 de 2004

Pérdidas = EnergíaEntrada – EnergíaSalida

EnergíaEntrada

Energía Entrada = Energía que Ingresa por el STR +

Generación PCH en el Sistema Quindío

Energía Salida = Ventas Propias EDEQ +

Ventas de Otros Comercializadores

de acuerdo a la Res. CREG 072 de 2002

Pérdidas = EnergíaEntrada – EnergíaSalida

EnergíaEntrada

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

COMERCIALIZADOR

EVOLUCIÓN ÍNDICE DE PÉRDIDAS AÑO CORRIDO

El índice de pérdidas como comercializador, a Noviembre de 2009 se ubicó en 14.03%. A Diciembre la curva mostró un leve cambio de pendiente y el indicador de pérdidas de energía cerró en 14.08%.

Como se observa en la gráfica, el indicador está por encima del 12.82% logrado el año anterior.

OPERADOR DE RED

El índice de pérdidas como operador de red a Diciembre mantuvo el mismo nivel de Noviembre, 11.71%, pero mayor al logrado al finalizar el año 2008 que fue de 10.43%.

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

IMPACTO ACTUAL EN LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS (GWh)

La gráfica muestra las pérdidas puntuales mes en GWh. Lo reconocido vía tarifa corresponde a 5 GWh/mes. En el mes de Diciembre de 2009, las pérdidas fueron de 5.24 GWh. Para el mismo mes del año anterior, las pérdidas fueron de 5.93 GWh. Es el primer mes desde mayo del presente año donde las pérdidas puntuales mes son menores a las del año anterior.

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

IMPACTO ACTUAL EN LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS (GWh)

La gráfica muestra el comportamiento del promedio de pérdidas mes en GWh. Este promedio se calcula con los 12 últimos meses.

Los promedios fueron disminuyendo desde enero hasta abril de 2009. Desde Mayo 2009 tuvo incremento hasta Noviembre 2009.

Como se puede observar en la tabla y en la gráfica, en Diciembre 2009 el promedio mes disminuyó respecto a Noviembre 2009

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PÉRDIDAS DE ENERGÍA

La gráfica muestra la evolución de las pérdidas de energía en el año comparadas con las del año anterior.

En el mes de Diciembre se observa una disminución en el crecimiento de las pérdidas con respecto al comportamiento que venían presentando a partir del mes de mayo.

Como se observa en la gráfica de la derecha, la línea de tendencia del presente año es creciente, pero para el mes de Diciembre se observa que está por debajo del mes anterior lo que indica una mejora con respecto a este.

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

CALIDAD DEL SERVICIO

(Meta considerando reducción de 10% en DES)

Los datos finales obtenidos muestran alta disponibilidad del servicio

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

CALIDAD DEL SERVICIO

META PROPUESTA PARA EL AÑO 2010

De acuerdo a los resultados obtenidos en el 2009 (primera tabla), la meta propuesta para el año 2010 (10% menos) es la indicada en la segunda tabla:

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

NUEVOS CARGOS POR USO DEL STR Y SDL edeq

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

GENERALIDADES

  • Resolución CREG 097 de 2008 define nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución.

  • Resolución CREG 106 de octubre 1 de 2009: Aprueba el Costo Anual por uso de activos de nivel de tensión IV y los cargos máximos de los niveles de tensión III, II y I de los activos operados por edeq S.A. ESP en el STR y en el SDL

  • Resolución CREG 173 de 15 de diciembre de 2009 por la cual se resuelve recurso de reposición interpuesto por edeq contra Resolución CREG 106 de 2009 (modifica artículos y valores indicados en dicha resolución)

  • Resolución CREG 177 de 15 de diciembre de 2009 (en discusión) que pretende adoptar la comisión para fijar disposiciones complementarias a la regulación de calidad del servicio en los SDL adoptada mediante Resolución 097 de 2008

  • Circular 057 1 de diciembre de 2009 por medio de la cual se pone a disposición y a discusión, documentos asociados a los planes de reducción de pérdidas

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

GENERALIDADES

Se obtuvo reconocimiento pleno de los activos instalados en el sistema edeq, previa auditoría según establecido por CREG.

Hubo ajuste en la metodología de remuneración del AOM reconociendo un valor más cercano a los costos reales particulares de cada empresa.

Las observaciones realizadas por edeq en el recurso de reposición que se interpuso a la resolución CREG 106 de 2009 fueron tenidas en cuenta casi en su totalidad.

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

CUADRO COMPARATIVO DE CARGOS

VARIACIÓN DE CARGOS MÁXIMOS :

VARIACIÓN DE COSTOS ANUALES DE ACTIVOS NT4:

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

CUADRO COMPARATIVO DE CARGOS

VARIACIÓN DE CARGOS POR USO (DT):

VARIACIÓN EN INGRESOS :

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PLAN DE EXPANSIÓN

2010 - 2012

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

CONTENIDO

Proyecciones de demanda de energía

Proyecciones de demanda de potencia

Proyectos de expansión periodo 2010-2022

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PROYECCIONES DE DEMANDA ENERGÍA

La tasa anual constante de crecimiento para la energía que atiende edeq es del 2.02 % para el periodo 2009 - 2022

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PROYECCIONES DE DEMANDA POTENCIA

La tasa anual constante de crecimiento para la potencia que atiende edeq es del 3.11 % para el periodo 2009 - 2022

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PROYECTOS DE EXPANSIÓN PERIODO 2010-2022

  • Línea del STN Hermosa-Armenia-Virginia

  • El proyecto consiste en la reconfiguración de la línea Hermosa – Virginia, mediante la apertura de ésta y la construcción de 40 km en doble circuito hasta la subestación Armenia.

  • Año de entrada en operación: 2011

  • El costo del proyecto es de aproximadamente US $ 14.83 millones.

  • La relación B/C es de 3.09

  • Responsable de la obra: UPME y/o el convocante ganador.

  • JUSTIFICACIÓN:

  • El proyecto soluciona parcialmente los problemas de importación de energía al sistema CQR hasta el año 2014. Soluciona a su vez los problemas de bajas tensiones en el SDL Quindío. Se complementa con ampliación de capacidad transformadora en Esmeralda (2014). Con ambos proyectos, ante baja hidrología, se solucionan problemas hasta 2022.

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PROYECTOS DE EXPANSIÓN PERIODO 2010-2022

Construcción conexión al STN en subestación Armenia 230/115 kV, 150 MVA

El proyecto consiste en la construcción de la conexión al STN en la subestación Armenia, a un nivel de tensión de 230 kV. Se debe construir la bahía de conexión y la instalación de 150 MVA, con tres unidades de transformación, de 50 MVA c/u, mas una de reserva de igual capacidad.

Año de entrada en operación: 2011

El costo del proyecto es de aproximadamente $ 11.345 millones (pesos de 2009). Responsable de la construcción es el OR incumbente.

JUSTIFICACIÓN:

El proyecto soluciona parcialmente los problemas de importación de energía al sistema CQR hasta el año 2014. Soluciona a su vez los problemas de bajas tensiones en el SDL Quindío. Se complementa con ampliación de capacidad transformadora en Esmeralda (2014). Con ambos proyectos, ante baja hidrología, se solucionan problemas hasta 2022.

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PROYECTOS DE EXPANSIÓN PERIODO 2010-2022

Segundo circuito Armenia-La Patria 33 kV

  • El proyecto consiste en la construcción de un segundo circuito (4 km) entre las subestaciones Armenia y La Patria, en nivel de tensión 3 (33 kv), con el fin de aliviar sobrecarga en la línea actual y dar uso permanente al anillo Armenia-Patria-Puerto Espejo-Sur-Calarcá-Regivit-Armenia

  • Año de entrada en operación del proyecto: 2010

    El costo aproximado del proyecto es de $ 380.000.000

    JUSTIFICACIÓN:

  • Se corrige la sobrecarga del circuito Armenia-La Patria, que en la actualidad no puede transportar mas de 380 A. Para año 2010 esta sobrecarga es permanente.

  • Se evitan racionamientos del orden de 10.92 MW por sobrecarga permanente en el circuito.

  • Disminución de pérdidas técnicas y su consecuente ahorro, calculado en aproximadamente US $ 0.75 millones para el periodo 2010-2021

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PROYECTOS DE EXPANSIÓN PERIODO 2010-2022

Circuito Armenia-Montenegro 33 kV

  • Construcción de 2.0 km de red a 33 kV, con el fin de acondicionar infraestructura existente. En la actualidad se dispone de un tramo de 7.3 km de la línea Regivit –Montenegro, pero que opera como Armenia-Regivit. La construcción de los 2.0 km se haría paralela a la derivación actual que configura el circuito Armenia-Regivit, hasta un punto llamado Santa Teresa. Implica la construcción de un módulo en Armenia, pues en Montenegro ya se dispone del respectivo módulo.

    Año de entrada en operación del proyecto: 2016

    Costo aproximado del proyecto: COP $ 593.775.000

    JUSTIFICACIÓN:

  • A partir del año 2016, el transformador 115/33 kV de La Tebaida empieza a presentar sobrecarga, razón por la cual, la construcción de la línea Armenia-Montenegro a 33 kV, en conjunto con la línea Puerto Espejo-Tebaida aportan a la disminución de ésta.

  • Mejora en la confiabilidad del suministro para la zona de Montenegro y Quimbaya.

  • Redistribución de cargas en la zona de influencia

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PROYECTOS DE EXPANSIÓN PERIODO 2010-2022

Circuito Puerto Espejo-La Tebaida 33 kV

  • Construcción de 10 km de red a 33 kV. Interconexión de las subestaciones Puerto Espejo y La Tebaida. Tiene como objeto la redistribución de carga entre los transformadores Armenia T2 (115/33kV) y La Tebaida (115/33 kV).

    Año de entrada en operación del proyecto: 2016

    Costo aproximado del proyecto: COP $ 1.000.000.000

    JUSTIFICACIÓN:

  • Este proyecto, asociado con la construcción de la línea Armenia-Montenegro, alivia problemas de sobrecarga en los transformadores 115/33 kV de Armenia y La Tebaida

  • Permite una redistribución de carga en los dos transformadores antes mencionados.

  • Mejora la confiabilidad en la zona de La Tebaida

  • Mejora el nivel de tensión en la barra La Tebaida 115 kV.

  • Reduce pérdidas técnicas en un 1.14 %

Luis Antonio Ortiz Culma., Gerente de Distribución


4 control interno

4. CONTROL INTERNO

Plan de Trabajo 2010

Plan Auditorias Internas y Consultorías


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PLAN DE TRABAJO CONTROL INTERNO

Luz Mirian Vega , Jefe Oficina Control Interno


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PLAN DE TRABAJO CONTROL INTERNO

Luz Mirian Vega , Jefe Oficina Control Interno


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PLAN DE TRABAJO CONTROL INTERNO

Luz Mirian Vega , Jefe Oficina Control Interno


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PLAN AUDITORIAS INTERNAS Y CONSULTORÍAS

Luz Mirian Vega , Jefe Oficina Control Interno


5 inform tica

5. INFORMÁTICA

Avance Planes Distribución

Avance Planes Comercial

Avance Planes Transversales

Plan de Desarrollo Informático 2010


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

AVANCE PLANES DISTRIBUCIÓN

Amparo Botero - Jefe Oficina Sistemas Organización y Métodos


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

AVANCE PLANES COMERCIAL

Amparo Botero - Jefe Oficina Sistemas Organización y Métodos


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

AVANCE PLANES TRANSVERSALES

Amparo Botero - Jefe Oficina Sistemas Organización y Métodos


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PLAN DE DESARROLLO INFORMÁTICO 2010

Amparo Botero - Jefe Oficina Sistemas Organización y Métodos


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PLAN DE DESARROLLO INFORMÁTICO 2010

Amparo Botero - Jefe Oficina Sistemas Organización y Métodos


Informe gesti n junta directiva 22 de enero de 2010

PLAN DE DESARROLLO INFORMÁTICO 2010

Amparo Botero - Jefe Oficina Sistemas Organización y Métodos


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