informe de gestion

Para ampliar información sobre los aspectos incluidos en este Informe Anual, consulte:• www.electricaribe.com• Informe Anual 2010• Informe de Responsabilidad Corporativa 2010

Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P.Dirección: Cra. 55 72-109 Piso 7Barranquilla, Colombia

EdiciónDirección Económico - Financiera Gerencia de Contabilidad y Consolidación – Unidad de Contabilidad SocietariaGerencia de Comunicaciones y Asuntos Públicos

DiseñoEstudio Creativo San Francisco

DiagramaciónSonovista Publicidad

FotografíaCésar Oyola y Gerencia de Comunicación y Asuntos Públicos

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Contenido >

Carta del Presidente 5Introducción 7Contexto general 8Gobierno Corporativo 191. La Compañía 242. Análisis de resultados 283. Direccionamiento estratégico 324. Informe Energía Empresarial de la Costa S.A. ESP 885. Informe Energía Social de la Costa S.A. ESP 946. Informe Electricaribe Mipymes de Energía 100

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< Informe Anual 2010

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Carta del Presidente

Estimados Accionistas,

El 2010 ha sido un año de consolidación operativa y financiera de la compañía con mejoras significativas que ahora vamos a exponer y que nos sirven de base para proyectar una nueva década con un crecimiento sostenible tanto en lo financiero como en lo social.

Los indicadores operativos muestran también una tendencia estable de mejora continua, siendo así que los ingresos por recaudo se situaron al final del año en $ 2.191 mil millones, lo cual representa un incremento frente al año 2009 del 10%, resultado que obedece al liderazgo asumido por el área comercial de la compañía. De igual forma la gestión a cargo de las áreas de distribución y redes han permitido la continuidad en la disminución de las pérdidas de energía con un promedio móvil anual de 16,54%.

Por otra parte, cabe destacar el excelente manejo que las áreas operativas dieron a los problemas suscitados por la ola invernal que afectó al país y en especial a las poblaciones de la Costa Atlántica colombiana; el profesionalismo y pericia con que nuestro personal actuó en las situaciones generadas por las lluvias, permitieron, a pesar de las grandes dificultades encontradas, mantener unos índices aceptables de continuidad del servicio y mitigar en alguna medida los inconvenientes sufridos por la población más vulnerable.

El plan de inversiones trazado al inicio del año, tuvo una ejecuciónimportante llegando a la suma de $184.755 millones, de los cualesse destinaron $106.914 millones a mejorar la calidad del servicio. Endesarrollo de este plan se puso en servicio la subestación de distribuciónAstrea con una potencia de 4 MVA, construida con recursos del Estado,se ampliaron en potencia 6 Subestaciones y se avanzó en la ejecuciónde los proyectos especiales: subestación El Bosque, proyecto La Mojana,subestación Termoflores y la reubicación de la actual subestación ElCarmen por problemas de inestabilidad del terreno.

Lo anterior ha permitido sostener la mejora en los ratios de calidad, los cuales al final del año 2010 presentaron el siguiente comportamiento: El indicador de calidad SAIDI se redujo en 10.22 horas llegando a 95.47 horas acumulado 2010 contra 105.69 horas acumulado del 2009, siendo la mayor disminución en la distribución no programado.

En el año 2010 y como consecuencia de la conformación y consolidación del Grupo Gas Natural-Fenosa, accionista de referencia en el último trimestre del año, se han logrado importantes mejoras debido a la adopción del proceso de implementación de las mejores prácticas corporativas del Grupo, introduciendo varios mejoras en la operación de la empresa, entre los que cabe destacar los siguientes: (i) unificación de

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los sistemas de compras y atención a proveedores; (ii) unificación de los sistemas contables de las diferentes empresas del Grupo con la implementación del sistema SAP; (iii) unificación de la radicación y trámite de facturas de los proveedores de las empresas del Grupo Gas Natural Fenosa, (iv) unificación de los procesos de compras y selección de proveedores. Lo anterior nos ha permitido ser más eficientes en el manejo diario de la compañía y ha originado una serie de sinergias que permiten ahorros importantes, los cuales mostrarán sus mejores resultados en el presente año.

En cuanto a los resultados financieros se debe señalar que los mismos reflejan la estabilidad que la empresa ha venido presentando en los últimos años, lo cual es una muestra fehaciente de que la misma sigue consolidándose como una de las mejores de la región. Es así como el EBITDA se incrementó en un 5,3% y y el EBIT decreció en un -20,0%, lo cual ha derivado en que los beneficios logrados hayan alcanzado una cifra de $114.000 millones.

En lo que refiere a la Responsabilidad Social, tanto la compañía como la FundaciónELECTRICARIBE, han sostenido su compromiso con el desarrollo de la Regióna través del continuo diálogo y la interacción con las comunidades, lograndocon ello un clima de corresponsabilidad con las mismas, el cual se ve reflejado en los diferentes programas sociales, educativos y culturales que desarrolla, (entre los que se siguen destacando los siguientes: Reiniciar, Vivienda Segura, Energía al Parque, Red de Liderazgo Juvenil, Energía en la Escuela, Cultura Viva, e Intervención en Parques. Todo lo anterior sumado a las acciones solidarias que se adelantaron durante el año 2010 y que se siguen ejecutando frente a los damnificados por la ola invernal que se presentó en la Región.

Para el presente año y en la línea que nos ha distinguido hemos adoptado unas metas bastante exigentes, por lo cual se ha presupuestado la ejecución de inversiones por el orden de $218,5 mil millones, de los cuales $139,7 mil millones se destinarán a la mejora en la calidad del servicio. Adicionalmente y en consonancia con las metas pretendidas para los indicadores de gestión y operativos, Se prevé incrementar el EBITDA en un 14%, el EBIT en un 73% y el beneficio de la compañía en un 67%.

Como ya lo deben saber este es el último informe de gestión que tengo el honor de presentar a ustedes, toda vez que a partir del próximo mes de abril estaré iniciando una gestión nueva al frente de otra compañía, por lo cual quisiera agradecer a nuestro grupo de trabajadores, a los miembros y asesores de nuestra Junta Directiva, a nuestros asociados comerciales y proveedores, y a nuestros accionistas y clientes por el apoyo incondicional que recibí siempre durante estos casi 10 años de gestión en la compañía; sin ese soporte y el esfuerzo de todos, hubiera sido imposible alcanzar los logros evidenciados que están permitiendo hacer de ELECTRICARIBE la más eficiente y cercana empresa de servicios públicos de Colombia.

Víctor Cruz VegaPresidente Ejecutivo

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Introducción

En cumplimiento de las normas legales y los estatutos de la Sociedad y según lo expresado en el Artículo 446 del Código de Comercio y en las disposiciones de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y de la Superintendencia Financiera, nos complace presentar para su estudio y aprobación el informe general sobre las actividades desarrolladas por Electricaribe S.A., ESP, entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2010.

Se incluyen, además de los estados financieros de propósito general del año, el balance general y sus correspondientes notas, el estado de resultados, los principales indicadores financieros y de gestión, el flujo de efectivo, el estado de cambios en el patrimonio de la sociedad, las variaciones en la situación financiera del negocio, la información estadística más sobresaliente, el informe del revisor fiscal, el proyecto de distribución de utilidades y los hechos relevantes ocurridos desde la finalización del ejercicio anterior.

El documento se concentra en proporcionar a sus grupos de interés una completa y transparente comunicación e información financiera que facilite la toma de decisiones para así cumplir, más allá de la normativa legal vigente, el compromiso que la Empresa ha adquirido con el logro de sus resultados.

La información de gestión social y ambiental se complementa en el informe anual de Responsabilidad Corporativa, consolidado para el Grupo Electricaribe, disponible en www.electricaribe.com / Nosotros/ Informe Anual 2010.

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Entorno internacional

La economía global sigue creciendo jalonada fundamentalmente por los países emergentes, mientras que las preocupaciones cíclicas y financieras predominan en las economías avanzadas.

El PIB proyectado para 2010 para Europa fue del 1.6%, donde se destacó la economía alemana que revierte el crecimiento negativo de 2009 y alcanza para el tercer trimestre de 2010 un PIB de 3.9%. Francia, aunque en menor grado, repuntó con un 1.8% para el mismo periodo. España se proyecta con una baja tasa de crecimiento, una alta tasa de desempleo y alto déficit fiscal.

Estados Unidos tuvo una leve recuperación como consecuencia del aumento en la inversión y en el consumo doméstico, aunque una disminución en la construcción y las exportaciones. La tasa de desempleo cerró en 9.7%.

Por su parte, América Latina en 2010 se recuperó económicamente. Algunos entes económicos proyectan como crecimiento promedio para la región un 5.8% en 2010, desempeño sobresaliente si se compara con la contracción de 1.9% de 2009. La recuperación obedeció a las medidas contra cíclicas aplicadas por la mayoría de países, así como también por una mejora en los términos de intercambio que benefició a los países exportadores de materias primas como el petróleo y los metales preciosos. Por su parte, el crecimiento en los países centroamericanos, aunque positivo, ha sido inferior a la del promedio de América Latina, situación que se explica ante la caída de las remesas, el alto valor de las importaciones de petróleo y la lenta recuperación de la economía de Estados Unidos.

Las perspectivas para los próximos años siguen poniendo de manifiesto importantes brechas entre el crecimiento de las economías desarrolladas y las emergentes. Se prevé que las economías europeas continuarán con bajo crecimiento económico, altos niveles de desempleo y bajas tasas de interés. En Estados Unidos, consecuencia de un mayor

dinamismo en el sector manufacturero, se espera que en 2011 la tasa de desempleo baje a 9.3%.

Para la región latinoamericana las perspectivas son optimistas. Se espera un crecimiento del 4.0% soportado en un aumento de la demanda interna en el consumo y la inversión. Dadas estas condiciones se prevé que la política monetaria y fiscal sea más restrictiva para evitar una expansión excesiva del crédito y la creación de burbujas en los mercados de activos. Los países de menor desempeño, Brasil y México, responden a un crecimiento moderado de las economías desarrolladas, mientras que Perú y Chile, a un mayor ritmo de crecimiento impulsado por la recuperación del consumo interno y la inversión.

Asia y Latinoamérica se enfrentan a dilemas cada vez mayores en materia de política cambiaria; se debe decidir si enfriar la demanda interna y evitar así las fuertes entradas de capital o mantener su competitividad con respecto a los mercados extranjeros. Algunos países han empezado a intervenir para desalentar la entrada de flujos de capital mientras que otros países han retrasado la toma de decisiones de política monetaria.

Economía colombiana

Con base en el dinamismo del consumo de los hogares, la recuperación sostenida de la inversión, la reducción de la tasa de desempleo, la demanda de bienes durables y la formación bruta de capital por medio de inversión en maquinaria y equipos, se espera para el cierre de 2010 una tasa de crecimiento del PIB cercana al 4.8%.

La inflación de 2010 cerró en 3.17%, lo que obedeció a un menor ritmo de crecimiento de los precios, o incluso a su reducción, durante los meses de enero a octubre, como consecuencia de la anticipación de las cosechas y de la apreciación del peso que generó un descenso en el costo de los bienes transables. Sin embargo, esta tendencia se invirtió en los dos últimos meses a causa del fuerte invierno que elevó el costo de los alimentos.

Contexto general

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En cuanto a la tasa de cambio, el dólar tuvo una apreciación del orden de 5.78%, como consecuencia de un mayor flujo de capitales hacia la economía colombiana, al lento avance en el proceso de diversificación de mercados y a un panorama mundial de menor crecimiento. También sobre la dinámica con el sector externo se debe resaltar que durante 2010 hubo una caída en las remesas de los trabajadores.

Para 2011 se espera que la economía colombiana crezca alrededor de 4.0% bajo los supuestos de crecimiento de la demanda interna, aceleración en el crédito de consumo y de inversión, incremento de la demanda pública por parte del sector oficial, adquisición de compromisos de deuda externa con entidades multilaterales y ejecución de obras civiles para enfrentar la emergencia por el invierno. Se prevé un aumento en las exportaciones de bienes tradicionales (petróleo, carbón), gracias a las buenas perspectivas de los precios en los mercados

internacionales y al incremento de la inversión extranjera directa, en cerca del 35%.

La expansión en el gasto generada por la ola invernal se compensaría por la vía del recaudo tributario. Además, el nuevo gobierno ha adoptado vía Decretos de Ley un ambicioso paquete de reformas que busca consolidar la sostenibilidad fiscal, mejorar la gestión e inversión de las regalías, profundizar el programa de emisión y colocación de acciones de Ecopetrol y fortalecer la competitividad del país. Igualmente,

La evolución de la economía durante el año 2010 jalonó el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del sistema interconectado nacional (SIN), la cual presentó un crecimiento de 2.68% con respecto a la de 2009, acorde con lo observado históricamente. En el último semestre, la demanda de energía del SIN redujo su ritmo de crecimiento a un 0,40%.

Fuente: XM S.A. E.S.P.

Crecimiento trimestral del PIB y de la Demanda de energía del SIN

PIB

Demanda SIN

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Fuente: NEON – XM

la agenda legislativa del Gobierno está orientada a fomentar la formalización laboral y empresarial y la reestructuración del sistema de salud.

Con respecto a los precios, al finalizar 2011 se estima una inflación anual de 3.4%, teniendo como supuesto que durante los primeros tres meses el invierno hará que los precios mantengan una tendencia creciente para que luego las presiones inflacionarias se moderen.

La tasa de cambio seguirá con tendencia a apreciarse, lo que obedece a expectativas de entrada de flujos de inversión extranjera directa, especialmente en los sectores de hidrocarburos y minería, precios favorables para las materias primas, incremento en la tasa de interés y deterioro de la cuenta corriente. Las remesas podrían incrementarse a causa de la recuperación de Estados Unidos, aunque puede restar el deterioro de la economía española.

La generación térmica durante el 2010 estuvo impactada por la finalización del fenómeno climático El Niño en el primer semestre, acompañado de bajos aportes hídricos, y el desarrollo del fenómeno La Niña en el segundo semestre, asociado a altos

aportes. Fue así como la generación térmica participó en la generación del SIN hasta un 53.3% (enero de 2010) en pleno desarrollo de El Niño, mientras en el segundo semestre la participación fue en promedio un 17% de la generación total.

Entorno energético

Situación Energética y Política del Sector

Durante el primer trimestre de 2010 los aportes al SIN estuvieron muy por debajo de la media histórica debido al fenómeno climático de “El Niño”, luego, a partir, de abril alcanzaron niveles muy cercanos al promedio histórico y desde septiembre superaron los niveles medios, finalizando en noviembre y diciembre con aportes muy por encima del promedio (superando el 150%).

Esta evolución del embalse fue consistente con la evolución climática de los años 2009 – 2010, debido a “El Niño” que finalizó hacia mayo de 2010 y el posterior del fenómeno de “La Niña”.

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Fuente: NEON – XM

Como se muestra en la grafica anterior, en el segundo semestre del 2010 con el aumento de las precipitaciones y el origen del Fenómeno de La Niña, finalizan las medidas implementadas por el Ministerio de Minas y Energía.

Es importante resaltar que a finales de diciembre 2010, EPM puso en marcha El proyecto hidroeléctrico Porce III está localizado en jurisdicción de los municipios de Amalfi, Guadalupe, Gómez Plata y Anorí, 147 km al nordeste de la ciudad de Medellín. Es un sistema de generación de energía con una

capacidad instalada de 660 megavatios (MW), para una generación firme de 3.605 GWh hora/año.

Demanda de Energía.

La demanda de electricidad en el país del año 2010 se ubicó en 56.148 (GWH), presentando una tasa de crecimiento del 2,7%, en donde la demanda Regulada registró un crecimiento de 2,3% y la No Regulada del 3,7%. Este incremento de demanda se debió básicamente a los efectos del Niño prolongado del 2009 durante el primer semestre del 2010.

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La demanda de electricidad en la Región Caribe del año 2010 se ubicó en 11.352 (GWH) lo que representa un 20.22% del total Nacional y presentó una tasa de crecimiento del 4,06%. Este incremento de demanda se debió básicamente a los efectos del

Niño prolongado del año 2009-2010, poco crecimiento vegetativo y los problemas de desabastecimiento de Gas que obligaron a los agentes autogeneradores a tomar energía de la Red de Distribución.

TASA DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA SIN Vs ECA

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La demanda de energía en potencia presentó un crecimiento de 0.1% en el periodo 2009-2010 representando un consumo en la hora pico de 1.720MW en comparación con los 1.718MW del año 2009, este crecimiento fue atípico y básicamente se dio debido a los fenómenos climáticos del niño y de

la niña que afectaron a Colombia en los 2009 y 2010 respectivamente, de igual manera se estima que para los próximos años el crecimiento en potencia estará alrededor del 4% apalancados en las Provisiones de Servicios que entrarán en un horizonte cercano.

Normatividad de sector eléctrico

Intervención del mercado durante el primer semestre de 2010

El 29 de septiembre de 2009 el Ministerio de Minas y Energía (MME) declaró mediante la Resolución 18-1654 el inicio de un Racionamiento Programado de Gas Natural, con el fin de preservar la seguridad y la confiabilidad en la prestación del servicio público domiciliario de gas natural.

De manera complementaria, la Comisión de Regulación de Energía y gas (CREG) mediante la Resolución 137 de 2009 intervino el Mercado Mayorista mediante la adopción de un esquema de seguimiento del Mercado de Energía Mayorista, con base en análisis energéticos para establecer la pérdida de confiabilidad (degradación) en el abastecimiento de la demanda y activar mecanismos para mantener el nivel de confiabilidad del Sistema.

Mediante la Resolución CREG-009 de 2010 se definió la evolución de embalse agregado que sirvió de

referencia para determinar la degradación del nivel de confiabilidad y se adoptaron medidas tendientes a promover la competencia en el Mercado Mayorista.

Mediante la Resolución CREG-010 de 2010 se definió un mecanismo de mercado para conciliar las posiciones contrarias entre agentes generadores y su demanda representada, con el objetivo de mantener el nivel mínimo del embalse según de acuerdo con lo definido en el análisis energético establecido por las anteriores resoluciones.

La Resolución CREG 036 de 2010 modificó la metodología para calcular el precio de reconciliación positiva para las plantas hidráulicas establecida en la Resolución CREG 034 de 2001. Por su parte la Resolución CREG 049 de 2010 modificó la Resolución CREG 137 de 2009 estableciendo un mínimo de 70 GWh/día a la generación térmica resultante del análisis energético.

Posteriormente en el mes de abril de 2010, como consecuencia del incremento en los aportes hídricos, la Comisión mediante la Resolución 060 de 2010

Demanda Máxima Ultimos Doce Meses en MW

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eliminó la restricción de un nivel mínimo de 70 GWh/día a la generación térmica resultante del análisis energético mediante una modificación a la Resolución CREG 137 de 2009 y en el mes de mayo la CREG expidió la Resolución CREG-068 con la cual se limitó a 30 GWh/día la generación térmica, dado que el nivel del embalse estaba por encima de lo esperado y los aportes se acercaban a la normalidad.

Los análisis de la National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA) mostraron en mayo que se esperaba que las condiciones del fenómeno de “El Niño” entrasen a condiciones neutrales durante el período abril – junio del 2010. Para el período de julio-septiembre de 2010 varios de los modelos indican el establecimiento de condiciones de “La Niña” y posteriormente el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales, IDEAM, comunicó a la CREG que el riesgo generado en el país por la disminución en los niveles de precipitación, ocasionados por el fenómeno de variabilidad climática El Niño, había terminado.

Finalmente en junio de 2010 la CREG derogó las decisiones temporales que tomó para modificar el Precio de Reconciliación Positiva de los Generadores Hidráulicos (Res. 036 de 2010), y los mecanismos de seguimiento e intervención del mercado mayorista (Res. 137 de 2009 y 009 de 2010).

Propuesta promoción de la competenciaen el Mercado de Energía Mayorista (MEM)

La CREG presentó su propuesta de promoción de la competencia en el mercado Mayorista de Energía mediante la Circular 063 de 2010.

En el documento de análisis la CREG señaló la concentración de la generación real y de la ENFICC en el sistema colombiano (90% de la oferta en 7 empresas) y la dificultad de sancionar el abuso de poder dominante mediante mecanismos ex – post basados en investigaciones sobre el comportamiento de las variables de oferta.

Como alternativa para esta situación propuso aplicar una limitación ex – ante de las ofertas de los generadores que sean identificados como pivotales mediante el seguimiento del Índice de Oferta residual (IOR). Sin embargo se observa que la propuesta de la CREG es parcial porque mitigaría poder de mercado en la bolsa, pero no incorpora herramientas para

monitorear y prevenir abusos en otras variables que gestionan los generadores para mejorar su margen. Esta propuesta continúa en discusión en la CREG y se espera que para el tercer trimestre de 2011 se expida la regulación definitiva en esta materia.

Ajustes a la participación de comercializadores en el mercado de energía mayorista

Durante el primer semestre de 2010 los ajustes al marco regulatorio de la actividad de comercialización estuvieron marcados por la quiebra y salida del mercado de algunos comercializadores puros que al presentar altos niveles de exposición a Bolsa, no pudieron responder con la presentación de los montos de dinero necesarios para garantizar sus compras ante los incrementos de los precios en bolsa.

La CREG, ante los riesgos derivados del racionamiento de gas y del fenómeno de El Niño expidió las Resoluciones 013 y 038 de 2010, en las cuales adoptó medidas para mejorar la actualización del monto de transacciones a garantizar y para anticipar el registro de fronteras comerciales por parte de los comercializadores, de forma que el valor a garantizar por parte de estos agentes reflejase de mejor forma las condiciones del mercado y su energía comprometida con usuarios finales. Así mismo, esta nueva reglamentación facilitó el cambio de comercializador para los usuarios y la finalización unilateral de contratos ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC).

Por otra parte, con el objetivo de proteger al mercado reduciendo la exposición de los comercializadores comprometidos, mediante la Resoluciones 039 y 040 de 2010 la CREG hizo más exigentes los tiempos de las interrupciones que afronta un comercializador que es sometido a limitación de suministro y redujo los plazos para la iniciación de dichas interrupciones desde el momento en el que el ASIC identifica un incumplimiento en la actualización de garantías por parte del comercializador.

Ante las anteriores decisiones, se le hizo notar a la CREG que la afectación de la limitación de suministro no afecta directamente al comercializador incumplido sino a los usuarios que representa y adicionalmente no reduce su riesgo de crédito frente al mercado. Ante esto la Comisión adoptó mediante

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las resoluciones 047 y 146 de 2010 reglas para hacer efectivo el retiro de agentes independientes del Mercado Mayorista, conforme con lo establecido en la Resolución CREG 024 de 1995 y para garantizar la prestación del servicio a los usuarios atendidos por el comercializador que es retirado del mercado.

Con el retiro del mercado el comercializador deja de participar en el mercado mayorista de energía comprando y vendiendo energía por el incumplimiento de sus obligaciones en la presentación o actualización de garantías, pero no es eximido de las deudas que tuviese en el Mercado Mayorista. Los usuarios atendidos por un comercializador retirado del mercado pueden cambiar de comercializador libremente y de no hacerlo dentro del plazo determinado para ello, serán atendidos como usuarios regulados por el comercializador incumbente.

Propuestas de la CREG al marco regulatorio de la comercialización minorista

Con relación a la relación entre agentes comercializadores en el ejercicio de la actividad de atención a usuarios finales, la CREG presentó su propuesta de Reglamento de Comercialización, mediante la Resolución 143 de 2010.

Dicha propuesta se basa en el reconocimiento del problema de descreme y de la debilidad del esquema de garantías que se otorgan al operador de red, para lo cual plantea la responsabilidad del comercializador respecto al correcto funcionamiento del equipo de medida y en tal sentido, sobre las diferencias en las lecturas por irregularidades que se identifiquen por parte del OR, así como requisitos para ejercer la actividad de comercialización: patrimonio mínimo e Índice de Patrimonio Técnico (IPT) como indicador de solvencia (Resolución posterior). Afecta a Energía Empresarial y Energía Social que requerirían capitalizaciones o limitar el monto de sus transacciones en el MEM.

Por otra parte, asigna al distribuidor la ejecución de las actividades de suspensión, corte, reconexión y reinstalación; prohíbe la agrupación de usuarios en un único equipo de medida (fronteras multi-usuario) y establece obligatoriedad para que el comercializador permita el acceso a los equipos de medida y

permite la visita aleatoria cuando sea para detectar irregularidades.De manera complementaria a la propuesta de Reglamento de Comercialización, la CREG publicó propuestas de ajustes al esquema de garantías al mercado mayorista (Resolución 144 de 2010) y de conformación de un esquema de garantías para peajes del STR y SDL.

En la primera resolución propone incluir como causales de retiro del mercado (procedimiento que reemplaza la limitación de suministro) el incumplimiento en la presentación de las garantías para el cubrimiento de las transacciones en el mercado mayorista, la reposición de dichas garantías, el no realizar el prepago mensual o semanal, el incumplir en el pago de los ajustes semanales a las garantías, la no presentación o reposición de los pagarés en blanco. En el caso de los distribuidores – comercializadores, planeta que se seguirá aplicando la limitación de suministro hasta que se reglamente el prestador de última instancia.

Con relación al esquema para garantizar los peajes de los operadores de red, la CREG planteó que busca mitigar el riesgo de incumplimiento en el pago de los cargos por uso de los STR y los SDL y asegurar la continuidad del servicio a los usuarios finales. Los comercializadores deberán constituir garantías a favor del LAC para el garantizar el pago mensual de los peajes del STR y a favor de los distribuidores para garantizar el pago de los peajes del SDL y el cumplimiento de los requisitos se verifica por parte del ASIC. Los comercializadores integrados a los distribuidores del SDL (como Electricaribe) no están obligados a constituir mecanismos de cubrimiento para el pago de los cargos por uso del SDL ni del STR.

Solicitud de suficiencia financiera Energía Social

Ante solicitud de revisión tarifaria de Energía Social por suficiencia financiera, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió la Resolución 101 de diciembre de 2006, por medio de la cual reconoció el riesgo de no cobro como parte del coste de comercialización en la atención de barrios subnormales, con base en la aplicación de un Factor de Riesgo de Cartera (FRC). El FRC se actualiza anualmente por parte de la CREG, e incrementa el cargo de comercialización de tal modo que con la meta de recaudo prevista, el recaudo final sea

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equivalente al 95% sobre la facturación calculada con la tarifa sin incluir el FRC. Las mayores tarifas se han trasladado al subsidio, hasta un límite del 60% del costo unitario, de acuerdo con lo establecido en la Ley 1117 de 2006 y la ley 1428 de 2010. Para el año 2010 este factor fue ajustado mediante la Resolución 018 de 2010.

En julio de 2010 la empresa presentó una nueva solicitud de revisión tarifaria a la CREG con el objeto de ajustar la senda de recaudo del puesto al cobro utilizada para el cálculo del FRC, de forma tal que se garantice el cumplimiento del principio de suficiencia financiera de ENERGÍA SOCIAL, dado que las condiciones estructurales del mercado, los altos precios de compra de energía y las bajas transferencias de recursos del FOES no han permito cumplir la senda objetivo de recaudo que sirvió como supuesto para el cálculo del FRC aprobado a la compañía en la Resolución 101 de 2006. Esta solicitud está siendo estudiada por la CREG y se espera que para el mes de marzo de 2011 se haya resuelto favorablemente por parte de la Comisión.

Decreto 007/2010 – Contribución estratificación

El Gobierno expidió el Decreto 007/2010 que reglamenta el cobro del costo anual del Servicio de Estratificación a las empresas comercializadoras de servicios públicos.

El aporte que determine el municipio será distribuido en el número de servicios públicos que se presten. La tasa considera categorización de municipios por número de habitantes (Ley 617/00).

Planes de reducción de pérdidas no técnicas (Proyecto de Resolución 184/2010)

La CREG presentó su propuesta regulatoria para remunerar los costos eficientes (inversiones, costos y gastos) requeridos para el desarrollo de los Planes de reducción de pérdidas no técnicas establecidos en el Decreto 387 de 2007.

La aceptación del plan será optativa para el OR e implicará el cumplimiento de las metas previstas. La remuneración del Plan estará sujeta al cumplimiento de las metas aprobadas a cada OR y en caso de incumplimiento se establecen mecanismos (periodo

de suspensión, constitución de fiducia, cancelación) para la devolución de los dineros recibidos por parte del OR a través del cargo CPROG para la remuneración de los Planes introducido en la fórmula tarifaria mediante la Resolución 119 de 2007.

Se espera que para el mes de junio la CREG expida la resolución definitiva sobre esta materia y que con base en ella los operadores de red puedan presentar sus planes con el fin de que para finales del mes de septiembre se tengan aprobados los cargos que remuneran dichos planes.

De manera complementaria, la Comisión presentó propuestas de modificación de las Resoluciones CREG 119 y 121 de 2007.

En el caso de la primera propone ajustar la definición del Costo de pérdidas de energía, transporte y reducción de las mismas, pasando de considerarse la valoración anual del plan sobre las ventas de energía a considerarse CPROG en términos unitarios ($/kWh). El LAC determinará mensualmente el valor que cada comercializador debe pagar al OR directamente. El OR facturará y recaudará el pago de los comercializadores. Se proponen penalizaciones por irregularidades en el reporte de ventas para los comercializadores.

Con respecto a la Resolución CREG 121 de 2007, se propone eliminar la Primera Fase que se establecía en la Res. 121, bajo la cual se efectuaría una distribución de las Pérdidas No Técnicas entre los comercializadores de cada mercado, previamente al inicio de los planes de reducción de las mismas, por lo que la distribución de pérdidas sólo tendrá lugar cuando se aprueben los planes e inicien su ejecución. Por otra parte esta resolución propone la formulación a aplicar por parte del ASIC para calcular la demanda comercial de cada comercializador del mercado efectuando la distribución de pérdidas entre comercializadores.

Esquema de calidad del servicio para la distribución de electricidad

Durante el mes de abril de 2010 el auditor Deloitte realizó la auditoría de los requisitos para implementar el esquema de calidad del servicio del SDL, de acuerdo con lo establecido en la Resoluciones 097/08 y 043/2010.

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Deloitte conceptuó que Electricaribe cumplió con las normas establecidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, para el desarrollo de dicho esquema, dicho concepto de aprobación fue remitido a la CREG el pasado 12 de mayo.

Este concepto permitió que Electricaribe aplique el nuevo esquema de compensaciones e incentivos por calidad del servicio y supere el riesgo de incurrir en falla en prestación del servicio, establecido como penalización para las empresas que no cumpliesen los requisitos establecidos por la CREG.

El primer trimestre evaluado será julio – septiembre de 2010 y las compensaciones a usuarios bajo el nuevo esquema se iniciarán en diciembre próximo. La CREG está recalculando los Indicadores Trimestrales Agregados de Discontinuidad (ITAD) reportados con base en los cambios establecidos en la Resolución CREG 067/2010.

Sobre el esquema de calidad, la CREG introdujo modificaciones, mediante la Resolución 067/2010,

Corrigiendo un error en las fórmulas de cálculo del incentivo por variación trimestral de la calidad y de la compensación al usuario peor servido.

Auditoría a los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de los operadores de red

De acuerdo con la Resolución 051/2010, los operadores de red deben contratar una auditoría que verifique quela información de sus gastos AOM y de su visto bueno a la inclusión de tales gastos en la remuneración de la actividad de distribución.

Con base en la información de gastos AOM reportada que cuente con el visto bueno del auditor, se calcula el valor del AOM demostrado por el operador de red, el cual se utiliza para calcular el porcentaje de AOM a reconocerles en la actualización de los cargos de distribución.

La auditoría de los gastos de Electricaribe se desarrolló del 31 de mayo al 15 de junio y con base en ella Electricaribe entregó la información de los gastos AOM auditados a remunerar en el cargo de distribución y los índices trimestrales agrupados de calidad (ITAD) a la CREG, de acuerdo con lo establecido en la Resolución 090/2010.

Subsidios y contribuciones

Al cierre de 2010 el déficit de subsidios, aplicados a los usuarios de estratos 1, 2 y 3 con respecto a las contribuciones de solidaridad recibidas de los usuarios de estratos 5 y 6 y usuarios industriales y comerciales regulados y no regulados, y los giros del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos (FSSRI), fue de 219.433 millones de pesos, de los cuales 135.917 millones corresponden al déficit causado hasta el tercer trimestre de 2010.

El finalizar el año el Congreso de la República expidió la Ley 1428, en virtud de la cual los subsidios aplicados al costo de prestación de electricidad y de gas, a los usuarios de estratos 1 y 2 deberá hacerse de tal forma que su incremento tarifario mensual sea como máximo el del IPC. El porcentaje del subsidio no deberá superar el 60% del costo de la prestación del servicio para el estrato 1 y el 50% para el estrato 2.

Esta normativa tiene vigencia a partir del mes de enero de 2011 hasta diciembre de 2014 y dicho subsidio podrá ser cubierto con recursos de los Fondos de Solidaridad, aportes de la Nación y/o de las Entidades Territoriales. Para la aplicación del subsidio del estrato 3 se mantendrá el régimen establecido en la Ley 142 de 1994.

Esta disposición fue reglamentada por la CREG mediante la resolución 186/2010.

Por otra parte, el Congreso expidió la Ley 1430 de 2010 (Reforma tributaria) en la cual se modificó el artículo 13 de la Ley 633 de 2000, estableciendo que durante el 2011 se seguirá aplicando la contribución del 20% para todos los usuarios que contribuyen actualmente incluidos todos los industriales del país y que los usuarios industriales podrán descontar el 50% de dicha contribución del impuesto de renta a cargo para el año gravable 2011.

A partir de 2012 la ley exime a los usuarios industriales del cobro de esta sobretasa, pero el Gobierno deberá establecer cuáles son los industriales beneficiarios del descuento y reglamentar las condiciones necesarias para que las empresas del sector, garanticen un adecuado control, entre las distintas clases de usuarios del servicio de energía eléctrica.

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Fondo de Energía Social (FOES)

El Decreto 160 de 2004 reglamentó la creación del Fondo de Energía Social (FOES), de acuerdo con lo establecido en la Ley 812 del Plan de Desarrollo 2002 – 2006. En el FOES se administran los recursos de las rentas de congestión por exportaciones a Ecuador.

La aplicación del FOES a las facturas de los usuarios de las zonas especiales ha facilitado el incremento del recaudo y la recuperación de cartera en dichas zonas. Los recursos del FOES entregados durante el año 2010 a la Compañía fueron de $ 85.346 millones (incluyendo los recursos asignados a La Mojana sucreña) registrando una reducción de 13.74% con respecto a 2009, año en el que fueron entregados recursos por $ 98,943 millones.

Por tal razón, el Ministerio de Minas y Energía ha reconocido un beneficio promedio de $ 6,86 por kWh para el año 2010 sobre los consumos reportados que son aplicados a la facturación de los usuarios de las zonas especiales. La diferencia no reconocida por el Ministerio de Minas y Energía ha sido registrada como una cuenta por cobrar al usuario. Por medio del artículo 89 de la Ley 1420 del 13 de diciembre de 2010, por la cual se decreta el presupuesto de rentas y recursos de capital y ley

de apropiaciones para la vigencia anual 2011, se establece que la Nación podrá financiar el Fondo de Energía Social con recursos diferentes a los de rentas de congestión, y aprueba el traslado al FOES de recursos del Fondo Nacional de Regalías. Tal como se ha venido acordando con el gobierno nacional y los usuarios, la ley permite que con estos recursos se puedan reconocer requerimiento del FOES que no hayan sido cubiertos con las rentas de congestión.

Durante 2010 al fondo ingresaron recursos por $ 5.637 millones por concepto de exportaciones de energía a Ecuador. Desde mayo de 2010 la energía exportada a Ecuador se ha incrementado de forma importante totalizando para el año 797 GWh, con un promedio de 66 GWh por mes, pero las rentas de congestión asignadas al FOES han permanecido en niveles de 470 millones de pesos mensuales, por el reducido diferencial entre los precios de la bolsa de energía de Colombia y los costos de generación de Ecuador y por la modificación en la asignación de las rentas de congestión entre los dos países adoptada por los Gobiernos de los dos países mediante la Decisión CAN 720 de 2009, reglamentada por la CREG mediante la Resolución 160 de ese mismo año.

Fuente: Expertos en Mercados XM

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Gobierno corporativoLa Compañía ha adaptado las recomendaciones de Buen Gobierno Corporativo a las sociedades cotizadas y los reglamentos internos a las normativas internacionales con el fin de mantener relaciones de confianza con sus partes interesadas. Así, se asegura el respeto de los derechos de los accionistas como de sus demás grupos de interés y la adecuada administración de sus asuntos con ética y transparencia empresarial, poniendo en conocimiento público su gestión.

El Gobierno Corporativo se gestiona desde Electricaribe S. A., ESP, de tal manera que mantiene constante relación con la Unidad de Servicios Jurídicos de la Compañía. La Política de Gobierno Corporativo se aplica de manera unificada en todas las empresas Electricaribe S.A. ESP, Energía Empresarial de la Costa S.A. ESP, Energía Social de la Costa S.A. ESP y Electricaribe Mipymes de Energía.

Los Órganos de Gobierno están encargados de impulsar el desarrollo de normas y procedimientos e implantar buenas prácticas en la Organización.

Estructura de gobierno corporativo

Composición accionaria

Durante el año 2010 como hecho destacado, concerniente a la composición accionaria de la empresa, cabe destacar que en la Asamblea Ordinaria del mes de marzo de 2010, se aprobó que las acciones preferenciales que existían en cabeza de los accionistas Unión Fenosa Internacional S.A., Unión Fenosa Distribución Colombia BV, Aplicaciones y Desarrollos Profesionales Nuevo Milenio S.L, Gas Natural SDG S.A. y La Propagadora del Gas S.A., se convirtieran nuevamente en acciones ordinarias.

También cabe destacar que en el mes de diciembre de 2010 se informó desde España la liquidación del accionista Unión Fenosa Distribución Colombia BV, quien traspasó sus acciones a Unión Fenosa Internacional S.A., con lo cual la última de las nombradas se constituyó en el principal accionista de la sociedad con una participación del 83,48% sobre el total de acciones en circulación de la sociedad.

En consecuencia la composición accionaria de la empresa al cierre del año 2010 es la siguiente:

ACCIONIS TA No. Acciones % Participación

Unión Fenosa Internacional S .A. 41.762.800.119 83,48%Corporación E léctr ica de la Costa Atlántica S . A. E sp 1.934.383.095 3,87%Patr imonio Autónomo Fiduciar ia La Previsora S .A. - E lectr i�cadora de B olívar S .A. E SP - E n Lquidación

1.306.882.786 2,61%La Nación Minister io de Hacienda y Crédito Público 1.179.055.732 2,36%Aplicaciones y Desarrolllos Profesionales Nuevo Milenio S .L . 948.602.838 1,90%Patr imonio Autonomo Fiduciar ia La Previsora - E lectr i�cadora de Córdoba S .A. E SP - E n L iquidación-

458.645.043 0,92%Patr imonio Autonomo Fiduciar ia La Previsora - E lectr i�cadora de la Guajira S .A. E SP - E n L iquidación

301.353.350 0,60%Patr imonio Autónomo Fiduciar ia La Previsora S .A. - E mpresa de E nergía E léctr ica de Magangué S .A. E SP - E n L iquidación

264.268.652 0,53%Fideicomiso Fiduvalle - ISA 2 240.493.872 0,48%Patr imonio Autonomo Fiduciar ia La Previsora - E lectr i�cadora de Sucre S .A. E SP - E n L iquidación-

212.910.819 0,43%Distr ito Turístico Cultural e Histór ico de Santa Marta 196.056.265 0,39%Patr imonio Autonomo Fiduciar ia La Previsora - E lectr i�cadora del Atlántico S .A. E SP - E n L iquidación-

188.557.945 0,38%La Nación - Minister io de Minas y E nergía 169.856.899 0,34%Gobernación del Departamento del Cesar 162.218.683 0,32%E MGE SA S.A E SP 109.353.394 0,22%Patr imonio Autónomo Fiduciar ia La Previsora S .A. - E lectr i�cadora del Magdalena S .A. E SP - E n Lquidación

87.521.802 0,17%E lectr i�cadora del Cesar S .A. E SP - E n L iquidación 69.191.386 0,14%Otros 435.001.950 0,87%

TOTAL 50.027.154.630 100,00%

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Junta Directiva

Grupo Directivo 2010

Víctor Manuel Cruz VegaFrancesc Solbes Pons

Sergio Manuel Aranda MorenoManuel Benito Sánchez

Narcis De Carreras RoquesRodolfo Segovia Salas

Camila Merizalde Arico

Alfonso de Mares ColomSubdirector de Riesgo de la Dirección General

de Crédito Público y Tesoro Nacional (Luis Eduardo Arango Varón)

María Eugenia Coronado Orjuela Pedro Manuel Ruíz Lechuga

María Fernanda Ortiz DelgadoJuan Manuel Otoya Rojas

Antonio Basolas Tena

Principal Suplente

Sergio Manuel Aranda MorenoDirector General para Latinoamérica

Víctor Manuel Cruz VegaPresidente Ejecutivo

Área Corporativa

Giovanni Suárez Control de Gestión

Pedro Manuel Ruiz Lechuga Económico-Financiero

César Borras Recursos Humanos

Antonio Camejo Compras y Servicios Generales

Margarita Castro Servicios Jurídicos

Claudia Patricia Ríos Comunicaciones

Rolando Bermúdez Sistemas de Información

Área Operativa

Benjamín Payares OrtizServicio al Cliente

Carlos Alfonso Delgado Franco Distribución

Rafael Ángel Oñoro Acosta Despacho Eléctrico

Miguel Ángel Santesteban Vives Energía Social de la Costa

José Rodrigo Dajud DuránEnergía Empresarial de la Costa

Betty Yadira García JiménezElectricaribe Mipymes de Energía

Revisor Fiscal

Sandra Milena Villabona LondoñoPrice Waterhouse Coopers

Auditor Externo de Gestión yResultados

Álvaro RíoDeloitte Asesores y Consultores Ltda

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Capitalización Empresas

En su calidad de accionista mayoritario de Energía Social y Electricaribe Mipymes de Energía, Electricaribe aprobó capitalizar estas empresas para enervar la causal de disolución por pérdidas.

Así, a finales del mes de septiembre de 2010, Electricaribe, capitalizó a Energía Social $7.000 millones y a Electricaribe Mipymes de Energía en $43.000 millones.

Grupo Empresarial

Se mantiene el registro de la situación de control de Unión Fenosa Internacional S.A., sobre el Grupo Empresarial ahora constituido por la Electrificadora del Caribe S.A. ESP –Electricaribe, Energía Social de la Costa S.A. ESP –Energía Social-, Energía Empresarial de la Costa S.A. ESP –Energía Empresarial- y Electricaribe Mipymes de Energía S.A. ESP.

Cabe destacar que en la reunión de la Junta Directiva de Electricaribe S.A. ESP, realizada el 22 de septiembre de 2010, se aprobó proceder con la liquidación de la sociedad Electricaribe Mipymes de Energía S.A. ESP, de la cual Electricaribe S.A. ESP es su mayor accionista (99,99%). En razón a esta decisión y luego de los trámites internos correspondientes, la Asamblea de Accionistas de Electricaribe Mipymes de Energía S.A. ESP, en reunión llevada a cabo el 22 de diciembre de 2010 decidió por muto acuerdo de sus accionistas proceder con la disolución y posterior liquidación de la compañía, esta decisión se protocolizó mediante escritura pública N° 4657 del 28 de diciembre de 2010 de la Notaría 21 de Bogotá y fue registrada en la Cámara de Comercio de Barranquilla el día 3 deenero de 2011.

La intensidad de las relaciones económicas existentes entre la controlante y sus subordinadas está descrita en las notas a los estados financieros. No se tomaron o dejaron de tomar decisiones, ni se concluyeron operaciones por influencia o interés de la controlante o contralada, según sea el caso. Todas las decisiones tomadas y las operaciones concluidas en relación con las sociedades vinculadas y que aquellas que hacen parte del Grupo Empresarial reportado se tomaron o concluyeron en condiciones de mercado y en interés de la sociedad.

Durante el 2011 se harán las modificaciones que correspondan al Grupo como consecuencia del proceso de liquidación de Electricaribe Mipymes de Energía S.A. ESP.

Normas de Propiedad Intelectual y Derechos de Autor

La empresa ha cumplido, en lo pertinente, con las normas vigentes sobre propiedad intelectual y derechos de autor.

Situación jurídica de las sociedades

En atención a lo establecido en el artículo 47 de la Ley 222 de 1995 y la Ley 603 de 2000, en su Artículo 1º, las sociedades Electricaribe S.A., ESP, Energía Empresarial de la Costa S.A., ESP, Energía Social de la Costa S.A., ESP y Electricaribe Mipymes de Energía informan que las principales normas expedidas en el transcurso del periodo comprendido entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2010, que tienen un efecto directo en la Compañía, son las siguientes:

Como consecuencia del proceso de liquidación de Electricaribe Mipymes deEnergía S.A. ESP, se harán las modificaciones que correspondan al Grupo, durante la vigencia 2011. La decisión de disolución y posterior liquidación fue tomada en la reunión de Junta Directiva de Electricaribe S.A. ESP, su mayor accionista, del 22 de septiembre de 2010.

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No. NORMA CONTENIDO 1 Decreto 007 del 5 de Enero del 2010 Se regula el aporte de las

Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios a la estratificación Municipal de los usuarios.

2 Ley 1376 del 8 de Enero de 2010. Se extiende la vigencia del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales interconectadas – FAER, hasta el 31 de Diciembre de 2018. De este fondo se construyen redes rurales.

3 Resolución 18050 del 30 de Marzo de 2010

Por medio de la cual se modifica el reglamento técnico de instalaciones para alumbrado público – RETILAP, estableciendo normas para la certificación provisional de productos.

4 Decreto 1469 del 30 de Abril de 2010

Se compilan normas urbanísticas y las relativas a la intervención ocupación de espacio público para las redes de servicios públicos domiciliarios

5 Ley 1386 del 21 de Mayo de 2010 Se prohíbe a las entidades territoriales delegar a cualquier título, la administración de los diferentes tributos a particulares y se dictan otras disposiciones. Tiene ingerencia en el cobro de los terceros que hace ELECTRICARIBE.

6 Ley 1395 del 12 de Julio de 2010 Norma de descongestión judicial, en donde modifican el Código de Procedimiento Civil, Contencioso Administrativo, Procedimiento Penal. Esta norma incide en los procesos que lleva la Empresa

7 Decreto 2820 del 5 de Agosto de 2010

Norma que reglamenta la expedición de licencias ambientales, planes y medidas ambientales que involucran el sector eléctrico.


Se reglamenta las fajas de retiro obligatorio y se impone la obligación de reportar las redes de servicios públicos domiciliarios que ocupan estos espacios públicos.

9 Decreto 3678 del 4 de Octubre de 2010.

Determinan los tipos de sanciones por incumplimientos ambientales, incluyendo las actividades del sector eléctrico.

10 Resolución No. 2086 del 25 de Octubre de 2010

Norma que reglamenta la metodología para la imposición de sanciones por incumplimientos ambientales.

11 Decreto No. 4579 del 7 de Diciembre de 2010

Por medio del cual se declaró situación de desastre nacional en el territorio de Colombia


Por medio de la cual se declaró el estado de emergencia económica, social y ecológica por razón de calamidad pública

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No. NORMA CONTENIDO 1 Decreto 007 del 5 de Enero del 2010 Se regula el aporte de las

Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios a la estratificación Municipal de los usuarios.

2 Ley 1376 del 8 de Enero de 2010. Se extiende la vigencia del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales interconectadas – FAER, hasta el 31 de Diciembre de 2018. De este fondo se construyen redes rurales.

3 Resolución 18050 del 30 de Marzo de 2010

Por medio de la cual se modifica el reglamento técnico de instalaciones para alumbrado público – RETILAP, estableciendo normas para la certificación provisional de productos.

4 Decreto 1469 del 30 de Abril de 2010

Se compilan normas urbanísticas y las relativas a la intervención ocupación de espacio público para las redes de servicios públicos domiciliarios

5 Ley 1386 del 21 de Mayo de 2010 Se prohíbe a las entidades territoriales delegar a cualquier título, la administración de los diferentes tributos a particulares y se dictan otras disposiciones. Tiene ingerencia en el cobro de los terceros que hace ELECTRICARIBE.

6 Ley 1395 del 12 de Julio de 2010 Norma de descongestión judicial, en donde modifican el Código de Procedimiento Civil, Contencioso Administrativo, Procedimiento Penal. Esta norma incide en los procesos que lleva la Empresa


Norma que reglamenta la expedición de licencias ambientales, planes y medidas ambientales que involucran el sector eléctrico.


Se reglamenta las fajas de retiro obligatorio y se impone la obligación de reportar las redes de servicios públicos domiciliarios que ocupan estos espacios públicos.

9 Decreto 3678 del 4 de Octubre de 2010.

Determinan los tipos de sanciones por incumplimientos ambientales, incluyendo las actividades del sector eléctrico.

10 Resolución No. 2086 del 25 de Octubre de 2010

Norma que reglamenta la metodología para la imposición de sanciones por incumplimientos ambientales.


Por medio del cual se declaró situación de desastre nacional en el territorio de Colombia


Por medio de la cual se declaró el estado de emergencia económica, social y ecológica por razón de calamidad pública

Ley 1428 de 2010. Amplió el subsidio de energía para usuarios de estratos 1 y 2 de que trata la ley 1117 de 2006 hasta diciembre de 2014.Decreto 4825 de Dic. De 2010. Creación Sobretasa impuesto al patrimonio.

Ley 1425 de 2010. Elimina incentivos en Acciones Populares consagradas en la ley 472 de 1998.

Resolución Creg 047 de 2010. Sobre retiro de agentes del mercado por incumplimiento.

Eventos posteriores

Las compañías Electricaribe S.A., ESP, Energía Empresarial de la Costa S.A., ESP y Energía Social de la Costa S.A., ESP a la fecha de presentación del informe de actividades de la Compañía,

correspondiente al periodo comprendido entre el 1 de enero al 31 de diciembre de 2010, no han presentado acontecimientos que puedan tener incidencia en su estructura.

Electricaribe Mipymes de Energía, a la fecha de presentación del informe de actividades de la Compañía, correspondiente al periodo comprendido entre el 1 de enero al 31 de diciembre de 2010, informó que la Asamblea de Accionistas de la Empresa en reunión llevada a cabo el 22 de diciembre de 2010, Acta N° _16, protocolizada mediante escritura pública N° _4657 del 28 de diciembre de 2010, registrada en la Cámara de Comercio de Barranquilla el 3 de enero de 2011, decidió por mutuo acuerdo de sus accionistas iniciar el proceso de disolución y liquidación de la compañía el cual debe completarse durante el primer semestre del año 2011.

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< La Compañía

1.1 Datos Significativos 25

1.2 Operación en el país 26

1. LaCompañía >

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1.1 Datos Significativos

Gas Natural Fenosa en Colombia, sector electricidad está operado por Electricaribe, la empresa más grande de la región que presta el servicio de distribución y comercialización de energía eléctrica en la costa caribe.

Para atender a los diferentes segmentos de mercado, la compañía maneja sus operaciones a través de las siguientes empresas:

• ElectricaribeS.A.,ESP–Mercadoresidencialycomercial• EnergíaEmpresarialdelaCostaS.A.,ESP–Mercadonoregulado• EnergíaSocialdelaCostaS.A.,ESP–Mercadoeléctricosubnormal• ElectricaribeMipymesdeEnergía–Áreasruralesdemenordesarrolloyzonasdifícilgestión

Datos técnicos Unidad 2010 2009 2008 2007 2006 2005 V ar 10/09E nergía E ntrada 1 G W h 11.222 10.773 10.296 10.129 9.825 9.442 4,2%E nergía Distribuida 2 G W h 9.644 9.287 8.614 8.330 7.884 7.379 3,8%P eajes G W h 3.479 3.381 2.762 2.710 2.600 1.218 2,9%Datos económicosIngresos operacionales Mill. de $ 2.190.160 2.031.878 1.822.672 1.642.802 1.514.951 1.445.996 7,8%Utilidad (pérdidas) bruta Mill. de $ 621.579 582.498 404.998 304.834 75.206 113.985 6,7%Utilidad neta del ejercicio Mill. de $ 113.788 132.039 78.547 30.446 12.602 -242.198 -13,8%P atrimonio Mill. de $ 2.095.053 2.002.203 1.927.944 1.842.472 1.852.669 823.446 4,6%Monto de activos Mill. de $ 4.213.405 3.926.975 3.829.798 3.510.107 3.394.280 3.734.030 7,3%Monto de pas ivos Mill. de $ 2.118.352 1.924.772 1.901.854 1.667.635 1.541.610 2.910.583 10,1%C alidad de S ervicio% P érdidas Distribución % 16,54% 16,84% 16,33% 17,76% 19,76% 21,85% -1,8%% R ecaudo % 93,3% 95,1% 94,7% 93,6% 89,5% 91,5% -2,0%P uesta al cobro Mill. de $ 1.727.754 1.584.231 1.412.927 1.286.297 1.291.711 1.332.613 9,1%R ecaudo Mill. de $ 1.611.204 1.506.902 1.338.460 1.204.027 1.155.727 1.219.273 6,9%

S AIF I 3 Número medio de interrupción por cliente

72,6 89,7 83,7 77,0 -19,0%

S AIDI 3 Duración media de interrupción por cliente

95,5 105,7 130,0 130,3-9,7%

C lientes y recursos humanosC lientes existentes a 31 dic. Número 2.011.446 1.729.336 1.644.682 1.404.335 1.380.414 1.402.410 16,3%E mpleados Número 1.477 1.583 1.715 1.752 1.844 1.987 -6,7%C lientes por empleado cliente/empleado 1.362 1.092 959 802 749 706 24,7%

1 Los años 2010 y 2009 no incluye intercambios2 No incluye el cons umo dis tribuido en las ZZE E3 Incluye el total de las interrupcionesNota: P ara los años 2006 a 2004 s e pres entan las cifras agregadas de E LE C T R IC AR IB E y E LE C T R OC OS T A

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< La Compañía

1.2 Operación en el país

Córdoba Bolívar

Sucre

Cesar

Atlántico

Magdalena

Guajira

Magdalena

Cesar

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Electricaribe opera con el negocio de distribución y comercialización de energía en los 7 departamentos de la Región Caribe.

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28

< Análisis de resultados

2. Análisis de resultados >

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29

En el resultado del año 2010, ELECTRICARIBE ha alcanzado un EBIT de $199.499 millones de pesos, resultado que representa una disminución del 20,53% respecto al del año 2009.

No obstante, la eficiencia del negocio de distribución y comercialización, continúa reflejando mejoras importantes, el margen de contribución se incrementó un 5,2%, este crecimiento es el resultado combinado de varios factores. Una demanda cada vez mayor (+249 GWh), un mejor aprovechamiento de la relación comercial y especialmente una mayor eficiencia en la actividad de distribución y comercialización, lo cual se refleja en una disminución en el porcentaje de pérdidas.

En el año 2010 la empresa ejecutó operaciones en su ciclo comercial, en el mantenimiento de la operativa y las actividades de soporte que significan una ejecución del gasto por valor de $239.053 millones de pesos. ELECTRICARIBE también incurrió en costos laborales que remuneran su fuerza laboral activa y pensionada por valor de $181.290 millones de pesos. El total de los gastos operativos presentó un incremento del 8,8%, afectado principalmente por el registro de $ 9.213 millones de pesos de provisiones por contingencias no previstas, descontando este efecto el incremento de los gastos es de 6,0%.

Por otra parte el resultado refleja una mayor provisión de clientes de 42% con respecto al año anterior, debido al incremento de la deuda especialmente en los segmentos de mercado con mayores dificultades para el pago del servicio (subnormales y zonas especiales), este aumento de la deuda se explica por el incremento tarifario, originado por los mayores costos de energía, por el aumento de nuevos clientes directos sin redes y los efectos de la ola invernal que incidió en la inaccesibilidad de la operativa de cobro que garantizan la gestión de estos clientes.

Al cierre del año 2010 se presenta un incremento de la deuda en $231.433 millones de pesos como

consecuencia del resultado operativo y del menor flujo neto de efectivo frente al año anterior.

El resultado neto de la empresa alcanzó los $113.789 millones de pesos, lo que representa una disminución del 13,8% con respecto al alcanzado en el 2009. La rentabilidad patrimonial alcanzada en el año de 5,43% representó una disminución de 1,16% frente al año anterior, reflejando una remuneración del negocio acorde con la realidad del mismo y la realidad del país.

Electricaribe en 2010 invirtió en total $166.878 millones de pesos en todos los planes operativos, planes de optimización y otras inversiones, adicionalmente se realizaron activaciones de trabajo para el inmovilizado por valor de $17.876 millones de pesos, para una ejecución total de la inversión de $ 184.755 millones de pesos.Específicamente en Redes y Subestaciones se invirtieron $125.347 que permitirán mejorar la calidad del servicio y continuidad del suministro a nuestros clientes y atender eficientemente las demandas cada vez mayores de suministro eléctrico. Estas inversiones corresponden principalmente a proyectos de ampliación de transformación (subestaciones Chambacú, Manzanares, Pradera, Salguero, Sincelejo Planta); los proyectos especiales de La Sierpe, Ampliación subestación Bosque, Termoflores, y convenio Prone 003 (Normalización de subnormales); y mayores inversiones en mejora calidad del servicio en las actividades de desarrollo de la red y optimización de redes.

Se realizaron también inversiones por valor de $1.224 millones de pesos en la actualización de equipos de comunicación, de software y telecomunicaciones y $806 millones de pesos en la construcción y adecuación de obras civiles. Estas inversiones nos permiten desarrollar más eficientemente las actividades de soporte a la gestión corporativa, comercial y de distribución de energía.

Por otra parte, el Gobierno Nacional ha aportado en el 2010 $ 29.116 millones de pesos en proyectos de infraestructura eléctrica en la Costa Caribe, recursos

Análisis de resultados

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30

< Análisis de resultados

del Programa de Normalización Eléctrica -PRONE-. Electricaribe por su parte, aportó los diseños y la interventoría de los proyectos. Adicionalmente

se presentaron para otros programas aportes del Gobierno Nacional por valor 6.390 millones del Fondo Nacional de Regalías.

Durante la vigencia 2010, Electrificadora del Caribe S.A. ESP invirtió en total 166.878 millones de pesos en todos los planes operativos, planes de optimización y otras inversiones que permitieron mejorar la calidad del servicio de energía a los clientes de la Región Caribe colombiana.

P L ANE S DE INV E R S ION E n Millones de Pes os

2005 2006 2007 2008 2009 2010

ME J OR A C ALIDAD DE L S E R V IC IO 30.263 60.026 79.725 79.381 72.696 106.914

R E DUC C ION DE P E R DIDAS 56.113 32.495 54.129 50.579 42.578 39.501

ME J OR A E LE C T R IC A DE LA C OS T A 0 0 0 0 0 18.433

P R OV IS ION DE L S E R V IC IO 0 0 0 4.847 116 0

ME J OR A S E R V IC IO AL C LIE NT E 1.813 1.654 1.561 564 8 0

P LAN DE INC R E ME NT O AL C OB R O 636 580 0 0 0 0

C AMP AÑAS B DI 0 4.246 0 101 7 0

OP T IMIZAR INF R AE S T R UC T UR A T Y S 2.852 3.325 6.181 6.450 2.667 1.224

INF R AE S T R UC T UR A Y E QUIP AMIE NT O 605 1.599 5.187 4.976 3.916 806

OP T IMIZAC ION LOG IS T IC A ALMAC E NE S 567 879 633 0 0 0

S E G UR IDAD INT E G R AL 0 443 440 749 836 0

F OR MAC ION R E C UR S OS HUMANOS 0 59 0 0 0 0

INV E R S IONE S C ONS OL IDADO 92.850 105.305 147.856 147.646 122.825 166.878

T R AS P AS O P AR A INMOV IL IZADO 22.337 13.115 14.636 20.562 19.899 17.877

T OT AL INV E R S IONE S 115.187 118.420 162.492 168.208 142.723 184.755C OF INANC IAC ION DE L G OB IE R NO 10.628 56.432 35.506

T OT AL 115.187 118.420 162.492 178.836 199.155 220.261

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En redes y subestaciones se invirtieron $125.347 para optimizar lacalidad y continuidad del servicio de electricidad a nuestros clientes y atender eficientemente las demandas cada vez mayores de suministro eléctrico.

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< Direccionamiento estratégico

3. Direccionamiento estratégico >

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3. Direccionamiento estratégico >

En el primer semestre del año se presentó incremento en este indicador. Como resultado del plan desarrollado iniciado en el segundo semestre,

se logró cambiar la pendiente positiva del mismo e incrementar las ventas de energía y bajar en 1.02% el indicador de pérdidas interanual de mercado.

3.1.1 Planes y Resultados

3.1.1.1 Recuperación de Energía

3.1 Plan de reducción de pérdidas

16,00%

16,50%

17,00%

17,50%

18,00%

18,50%

19,00%

19,50%

20,00%

dic-08 ene-09

feb-09

mar-09

abr-09

may-09

jun-09

jul-09 ago-09

sep-09

oct-09

nov-09

dic-09 ene-10

feb-10

mar-10

abr-10

may-10

jun-10

jul-10 ago-10

sep-10

oct-10

nov-10

dic-10

Indicador móvil de pérdidas de mercadoELECTRICARIBE - ENERGÍA SOCIAL- ENERGÍA EMPRESARIAL

Planes 2010 Líneas de Acción

Mantenimiento de Pérdidas Acciones Inteligentes 88.465 149.302 169%Ciclo Comercial 19.214 25.360 132%Subnormales 28.095 75.267 268%IMI 2.193 1.002 46%Mantenimiento Redes BT 3.916 3.298 84%

Total Mantenimiento de Pérdidas 141.883 254.229 179,2%Reducción de Pérdidas Nuevos Suministros 19.568 44.464 227%

Barrido de Media Tensión 29.877 34.084 114%Multifamiliares 16.771 3.208 19%Pérdidas Administrativas 98.061 108.675 111%Brigadas Elites 52.441 13.260 25%PCI 111.921 70.326 63%Proyecto de Redes BT 13.515 7.966 52%Control Medida Indirecta - Regulados 63.653 40.863 64%Medida Especial (NRO) 8.417 50.515 600%Medida Especial (NRP) 4.511 14.572 323%

Total Reducción de Pérdidas 418.735 387.934 92,6%Total general 560.617 642.163 115%

META ACUMULADO

MWh

REAL ACUMULADO

MWh

% Cumplimiento

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3.1.1.2 Clientes Intervenidos y Efectividades por Plan Cambiar tabla

En el año se intervinieron 413.446 clientes que corresponden al 96% de los planeados a intervenir, en dichos clientes se superó el objetivo de energía a recuperar, se tenía previsto llegar a 560,6 GWh y se llegó a 642,1 GWh. Lo anterior con una efectividad del 40% de actas por clientes intervenidos. Sin embargo, esta mayor recuperación de energía no compensa el aumento de las pérdidas en los clientes no intervenidos o por fuera de PCI; lo que obliga a redefinir los planes para el 2011 y cubrir mayor geografía como una política del plan. (Mayor instalación de PCI)

Los planes con mayor recuperación de energía fueron:

- Acciones Inteligentes/PCI- Subnormales- Ciclo Comercial- Mantenimiento de Proyectos de Redes- Nuevos Suministros- Pérdidas Administrativas- Control Medida Indirecta y Mercado Liberalizado

Se destacan los planes de actuaciones masivas; entre estos, el Barrido de Media Tensión el cual solo se ejecutó en el 2010 y entregó un volumen de energía de 34 GWh, que equivale al 88% de la energía planeada para este plan.

Clientes

Acumulado Planif

OS Acumulado

% Cumplimiento Efectividad Planif

Efectividad Campañas

% Cumplimiento

95.447 119.344 125% 48% 65% 135%

211.318 144.957 69% 20% 17% 85%

16.945 5.439 32% 20% 8% 40%

32.106 32.737 102% 50% 44% 88%

11.196 8.579 77% 12% 13% 108%

4.969 2.330 47% 60% 75% 125%

1.378 3.236 235% 54% 64% 119%

3.798 3.016 79% 30% 11% 37%

7.693 3.627 47% 10% 15% 150%

18.353 49.015 267% 50% 65% 130%

0 5

15.092 19.242 128% 30% 12% 40%

12.047 21.919 182% 100% 71% 71%

19.040 16.938 89%

430.342 413.446 96% 44% 40% 91%

Efectividad

Otros Planes

Protección de redes

Nuevos Suminsitros

Arquitectura de Medida - BMT

TOTAL

Clientes

Medida Indirecta - Medida Especial

Brigadas Elite

Subnormales

Mantenimiento de Proyectos Redes

Instalación de Medidores dirigida

Pérdidas Administrativas

PLAN

MANTENIMIENTO MEDIDARecuperación de Energía Sector - AI

PCI - Revisión AVM/ Pegado

PCI - Revisión/ Inspección/ Pegado Multifamiliares

Ciclo Comercial - Anomalías de Lectura

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Se intervinieron 3.826 transformadores con PCI equivalente al 30.53% del total de transformadores totalizados, el número de clientes intervenidos asciende a 124.249 que corresponde al 23.46% de clientes bajo PCI.

Las pérdidas por suministros por fuera de PCI aumentó un 5.45% y por transformador un 0.92%.

La actuación de clientes orientados por los PCI aportó un 16% de la energía total aflorada, 48.1 GWh siendo un de los planes con mayor

afloramiento. Analizando la información se encuentra que la construcción de valor en la compañía, se realiza desde la actuación bajo PCI. Los suministros bajo PCI se incrementaron en un 20.91%, los transformadores de distribución con PCI aumentaron 8.07%. Las pérdidas móvil en clientes bajo PCI disminuyeron un 8.9% con respecto al 2009.

Las siguientes tablas presentan las comparaciones entre los clientes actuados bajo PCI y los clientes sin PCI instalados.

Es muy importante anotar que el incremento de las pérdidas de los PCI es debido a la incorporación de nuevos PCI durante el 2010; el comportamiento de las pérdidas de los PCI del 2009 en el 2010 es decreciente por las acciones realizadas sobre estos.

En este años se inicio la el plan de la tecnificación de la medida sobre los clientes de Medida Especial, dicho plan concentró la recuperación en el control de las fronteras comerciales con otros comercializadores tanto del grupo como minoritarias. Se destaca la recuperación de energía en clientes regulado; donde la actuación focalizada,

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orientada por los análisis de base de datos, el análisis de perfiles de carga en sitio y el blindaje de la medida contribuyó al éxito del plan.

3.1.2 Explicación del no cumplimiento del objetivo

A pesar de los resultados positivos obtenidos en los clientes intervenidos, no fue suficiente el solo actuar sobre el 24% del total del mercado. Las razones por las cuales no se llegó a la meta fueron:

- Los incrementos excesivos de las entradas y su relación directa entre estas y la pérdidas de energía, son el principal factor de desviación del objetivo inicial de compañía. En el primer semestre la entrada regulada creció un 10% con respecto al primer semestre del 2009. La correlación entre la energía de entrada, las pérdidas de energía mes y el no incremento en los presupuestos del plan de pérdidas redundaron en la desviación al indicador móvil. Es muy importante implementar un proyecto estadístico de predicciones que contenga variables externas como temperaturas, humedad y vientos promedio con el fin tener una mejor previsión y tomar acciones pertinentes para la reducción de pérdidas de energía.

- Los planes de alto volumen de afloramiento: Barrido de Media Tensión, se vio afectado por el invierno que impidió el acceso a diferentes zonas, etc

- Los proyectos de red, en los sectores con alto volumen de recuperación, no se realizaron por oposición de la comunidad, se tomará esta experiencia para la planificación de 2011 para cambiar de estrategia y poder construir los proyectos de red planificados.

- La limitación en herramientas sistémicas de análisis, para extracción de candidatos y posterior realización de acciones focalizadas. Esta debilidad nos brinda la oportunidad crear la herramienta de redes neuronales que nos ayude a gestionar la recuperación de energía.

- La efectividad baja en las actuaciones bajo PCI, no otorgan volumen de energía, es necesario realizar muchas actuaciones en PCI simultáneas, las cuales por limitación presupuestaria no fue posible.

3.1.3 Arquitectura Energética

Durante el año 2010, el Área de Control de Energía logró concebir la visión estructurada de la Red Eléctrica de Electricaribe, con el objetivo de realizar un adecuado control de los flujos energía que ingresan, salen y circulan por ella.

Para consolidar este logro, se han definido las Áreas y Puntos de Control Óptimos dentro de la arquitectura energética de la compañía.

E E

C

C

S

T

T

E

Areas de Control Puntos de Control

E E

C

C

S

T

T

E

E E

C

C

S

T

T

E

Áreas de Control Puntos de Control

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Área de Control:Es un conjunto de instalaciones que conforman un perímetro energético específico respecto del cual se desea obtener el flujo de energía que entra y sale de él y la diferencia entre ambos.

Punto de Control:Es un lugar de la red donde se mide la energía que transita por él. Cada punto de control puede tener diferentes orígenes de medida (contadores de energía) para asegurar la misma.

Áreas de control Alta Tensión:

ÁREAS DE CONTROL AT

374

PARQUES 110 kV : 47

PARQUES 220 kV : 7

PARQUES 66 kV : 16

PARQUES 34,5 kV : 152

LÍNEAS 110 kV : 41

LÍNEAS 66 kV : 15

LÍNEAS 34,5 kV : 96

TOTAL LÍNEAS : 152

TOTAL PARQUES : 222

PUNTOS DE CONTROL AT

711

Áreas de control Media Tensión:

ÁREAS DE CONTROL MT

521

PARQUES MT : 173

ÁREAS MT : 348

PUNTOS DE CONTROL MT

653

Áreas MT: Arquitectura de red a 13,8 kVCon la implementación de este esquema de control energético, se lograron los siguientes hitos durante el desarrollo del año 2010:

• Finalización FASE 0 y 1, donde se planificaba la Instalación de Medida en todos los Puntos de control definidos para la arquitectura de energía.

• Ordenamiento en la operación de la medida, para asegurar los Balances de Energía en las Áreas de Control definidas para la arquitectura de energía. (Operación diaria en el GMv10)

• Orientación de los planes de recuperación de pérdidas de energía, basado en los balances energéticos de las estructuras AT.

• Optimización de la Telemedida (Programación de lectura).

• Implantación de nueva Tecnología para realizar el control de los flujos de Energía (Contadores Actaris SL7000)

• Generación de los Balances que se reflejan en el Despacho de Control y el Directivo a partir del GMv10.

• Definición, creación y estabilización de los Balances de Energía en las Áreas MT/BT.

Se realizó el análisis estadístico de la evolución de las pérdidas de energía en las 348 Áreas MT y se detectaron 66 Áreas MT que poseen el siguiente comportamiento en lo corrido del Año 2009 (Móvil 2009):

1) Correlación mayor a 0,8 entre las Entradas del Sector vs Entradas del Área MT: esta relación indica que en estas Áreas MT se presento el mayor crecimiento de entradas de energía con relación a las Entradas de Energía del Sector.

2) Mayor crecimiento porcentual entre las Pérdidas del Área MT vs Entradas del Area MT: esta relación indica que en estas Áreas MT las pérdidas de energía crecieron en mayor o igual proporción que las Entradas de Energía al Área MT.

3.1.4 Investigación y desarrollo (I+D)

El año 2010 se trabajó en el fortalecimiento de herramientas para el control de fraude, a través de los sistemas implementados con nuestros aliados estratégico avanzando en los siguientes proyectos:

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3.1.4.1 Medición de Energía en nivel de tensión II

Se avanzó en el proyecto de investigación y desarrollo que busca implantar un cambio tecnológico en la medición de clientes conectados a 13.8 KV, que consiste en la compactación de la medida, logrando una reducción de costos por la menor utilización de equipos, se hizo un acercamiento con la empresa ITRON, para continuar con el desarrollo del proyecto.

3.1.4.2 PCI comunicados a través de Zigbee

Se lograron instalar 22 medidores electrónicos ciclo métrico con salida de pulsos en igual cantidad de transformadores para PCI logrando una comunicación exitosa entre los 22 medidores con un recolector instalado en la subestación la Unión.

Los costos por medidor instalado son de USD $135, logrando unos precios muy económicos y obteniendo información en línea que ayuda a la toma de decisión.

3.1.4.3 BPC

El BPC es un kit de gestión de pérdidas para PCI por balances instantáneos, consta de un maestro (según el tipo de transformador) y múltiples Esclavos (Según el número de clientes y número de fases de cada cliente).

Mediante la instalación de módulos inalámbricos en cada uno de los usuarios (Esclavos) y uno en el PCI (Maestro), se permite revisar de forma masiva todos los medidores de los usuarios y simultáneamente el macro medidor, en sus variables de Exactitud e Integración.

El balance energético se realiza de dos formas:

• Balance de energía comparando los consumos del PCI con los consumos de los USUARIOS mediante la energía capturada por cada uno de los módulos en tiempo real.

• Balance de corrientes entre las corrientes medidas en el PCI con las Corrientes medidas en cada uno de los usuarios.

3.1.4.4 Redes Inteligentes

Definición de Medición Centralizada: Sistema de medición de energía eléctrica agrupado en cajas de medida, integrado por medidores (tarjetas electrónicas de medida o medidores individuales), transformadores de medida (cuando aplique) y equipo de comunicación, que cuentan con operación remota para realizar lectura, suspensión, reconexión, etc.

Este sistema de medición centralizado debe cumplir con las normas de fabricación de medidores de energía

El sistema de comunicación debe cumplir con los requisitos establecidos en las normas de la serie IEC62056 o ANSI/IEEE que apliquen.

En el año 2010 se normalizaron 5.666 clientes existentes con un porcentaje de pérdidas aproximadas de 19% llevándolos a porcentajes entre el 2 y 3%, completando así 15.550 clientes normalizados con esta tecnología.

El SPI o Sistema de Poder Integrado es una plataforma tecnológica desarrollada para realizar gestión de forma integral y remota a los diferentes procesos relacionados con la medida de energía eléctrica en los circuitos de baja tensión a nivel de usuario y transformador.

A través del sistema de medición centralizada se normalizaron 15.550 clientes durante 2010.

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Para el año 2010, se planteó como objetivo la reducción de la morosidad, calculada con base en los indicadores oficiales del Grupo Gas Natural. El indicador 2-12, refleja un evolutivo

del comportamiento de la deuda acumulada y la facturación vencida en el período de 10 meses y el indicador 6-60, refleja el comportamiento de estas variables en el periodo de 54 meses; la evolución de los indicadores se presenta a continuación:

Indicador 6-60

3.2 Plan de reducción de la morosidad

Indicador 2-12

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El apalancamiento de la reducción de la morosidad, arriba señalada, estuvo soportada en la ejecución de planes de cobro como fueron la telecobranza, los avisos de suspensión, la operativa móvil, el cobro personalizado y la gestión realizada, a través de

Para la gestión a clientes oficiales y alumbrado público se mantiene el esquema de encargo fiduciario para asegurar el pago de la factura del mes más la cuota de los acuerdos efectuados. En el 2010, se firmaron nuevos acuerdos, así como la renovación de los realizados en años anteriores.

El ingreso del recaudo automático en el sistema de información paso del 98% al 99,5 %, logrando con esto una actualización mas rápida de los pagos en los clientes, bajando gastos operativos quedando el tiempo promedio de actualización de pagos en el 0, 87 días con una meta igual en número de días; resaltando por demás, que esto se debió en gran parte a la estrategia de ampliación del número de puntos de pago en línea tercerizado, pudiéndose así, incorporar 30 nuevos puntos de atención y pago.

Con relación a la conciliación de recaudos comerciales, a cierre de año, se cumplió con el objetivo del 100 % de conciliación entre lo aplicado en el sistema comercial y lo consignado en las cuentas bancarias.

Durante todo el 2010 se continuó, incentivando a los clientes para el pago puntual de la factura con el programa de Electripuntos, acogiéndonos a las fechas especiales del candelario, mes de la madre y padre ( Tener Electripuntos es regalar ), mes amor y amistad ( Tener Electripuntos es compartir ) y navidad ( Tener Electripuntos es celebrar ). Se realizaron sorteos entre los clientes bajo un esquema de puntuación según la fecha de pago, y con premios ajustados a los deseos de los clientes identificados en la encuesta de índice de satisfacción empresarial, con premios distribuidos entre los 7 departamentos de la costa caribe colombiana, para

los procesos de cobro a clientes oficiales, el cobro prejurídico y jurídico; resultando en su totalidad efectivos, acorde a las previsiones de recaudo realizadas, a saber:

poder así brindar la posibilidad de ser un ganador al mayor número de clientes en toda la región

Como otra gran línea estratégica para la reducción de la morosidad, se lanzaron dos grandes planes de financiación dirigidos a diferentes segmentos de clientes, como fueron el Plan Compromiso Social, para clientes de zonas especiales de tarifas uno y

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41

3.3.1 Gestión en la Atención al Cliente

La gestión realizada en el 2010 se enmarca en la mejora de la calidad de los procesos de atención a los clientes y en lograr su satisfacción. Se continua con la potencialización de la atención no presencial a través de la Oficina Telefónica y la Oficina Virtual; Atención en un solo contacto; Calidad en nuestras respuestas; Estrategias de Educación y sensibilización del mercado; Relaciones con los diferentes entes de control; Modelo de Gestión Operativo que nos permita disminuir las causas que originan las reclamaciones de los clientes

3.3.2 Oficinas Comerciales y Pap’s

Se adecuaron las oficinas comerciales de Fundación y Carmen de Bolívar, con punto de atención online, ofreciendo una atención al cliente con calidad, oportunidad y amabilidad.

Consolidación del Comité de reclamaciones a nivel funcional y territorial, logrando disminuir las

reclamaciones procedentes de nuestros clientes en un 16% con respecto al 2009.

dos; y el plan Tronco de Papaya, que amplió alguno de los beneficios del compromiso social a clientes de mercado de estratos uno, dos y tres.

Con el plan Tronco de Papaya, se alcanzó a normalizar la cartera de más de 47.000 clientes con deuda que superaba los $ 41.000 millones de

3.3 Plan Mejora Atención del Servicio al Cliente

pesos y recaudos por pago de cuotas iniciales, que ascendieron los $ 5.000 millones de pesos.

No obstante lo anterior y debido al crudo invierno que azotó al País, del cual la Costa Caribe fue una de las zonas más afectadas, no nos fue posible hacer extensivos los planes de financiación al número de clientes previstos, en razón a que las operativas de cobro, en su gran mayoría con ámbito de actuación en las zonas especiales, tuvieron dificultades de acceso, sobre todo el último trimestre del año.

Valga la pena decir además que el recaudo de estas zonas especiales, se vio altamente impactado por lo anterior, cerrando ese último trimestre en niveles por debajo de lo previsto, en aproximadamente $ 12.000 millones de pesos.

Así lucen ahora las oficinas comerciales de Fundación y El Carmen de Bolívar, que fueron sometidas a importantes trabajo de mejora.

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En el 2010 realizó la Segunda Convención de Líderes del Servicio, logrando desarrollar habilidades de liderazgo en 80 colaboradores dedicados a la atención de nuestros clientes en los 7 departamentos de la Costa Caribe Colombiana.

Con un equipo humano de profesionales de alta calidad, el Contact Center se fortalece como uno de los principales canales de atención de la compañía.

La mayoría de las llamadas que se reciben están relacionadas con temas de distribución de energía.

3.3.3 Central de Escritos

En el año 2010, se tramitaron en la central de escritos 102.500 procesos con una efectividad 90 % en la resolución y un promedio de atención de 5 días.

Se continúo con el programa de formación de agentes y técnicos de la central de escritos, lo cual aporta a mejorar las habilidades en las personas y así consolidar la calidad en las respuestas escritas de los clientes.

3.3.4 Contact Center

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Durante el año 2010, se recibieron 3.583.136 llamadas de nuestros clientes a través del Call Center, un 2% más que el año 2009, las cuales se atendieron en promedio con 02:29 minutos en promedio. De estas llamadas el 63% correspondieron a temas de distribución y el restante 37% a cuestiones comerciales.

El Nivel del Servicio del Call Center, cerró en 80/20, con una tasa de ocupación del 94.3%, y una tasa de abandono del 7.8%.El consolidado de contactos web durante el año ascendió a 9.046, de estos:

– 7.473 corresponden a sesiones de chat– 226 interposición de PQR’s.– 1.348 Solicitudes de duplicados de factura

En el año se registraron 111.173 procesos de consultas transaccionales mediante nuestro IVR, promediando las 9.264 transacciones mensuales. La tasa de retención del año cierra en 10.2% sobre las llamadas comerciales.

3.3.5 Entidades de Control

Se continúo con el fortalecimiento de las relaciones con las entidades de control, se realizaron 14 Mesas Departamentales con los Vocales de la Costa Atlántica, identificando y buscando soluciones a las problemáticas de cada región.

Se continúo con las mesas de trabajo con la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios Territorial Norte, con el fin de buscar retroalimentación de las quejas que llegan directamente a la SSPD por parte de los clientes y así la empresa incorporar mejoras en los procesos en busca de lograr la satisfacción de nuestros clientes con el servicio prestado.

La empresa participó en 8 Comités Interempresariales Permanentes CIPER, donde se debaten temas de interés para las diferentes empresas de servicios públicos de la región.

Se inició el curso de Promotor Social en convenio con el Sena, con el fin de capacitar a nivel técnico a 18 vocales y líderes comunitarios de la región.

Reconocimiento al Presidente Víctor Cruz por parte del señor Salvador Vadala, Presidente de la Confederación Nacional de Vocales de Control.

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3.3.6 Educación y Socialización del Mercado

341.000 personas se formaron en temas de Uso seguro, eficiente y legal de la energía en los

siete departamentos de la Costa, a través de los programas Guías de la Energía, Taller de la Energía y Taller Educativo

3.3.7 Taller de la Energía

145.000 personas participaron en las actividades de socialización de proyectos de Normalización de clientes directos, Prone, Redes y Zonas Especiales. Igualmente se gestionó la firma de acuerdos en las zonas especiales para garantizar la comercialización de energía y aportar para el mantenimiento del FOES.

Se logró incluir dentro del Programa Guías de la Energía los Proyectos Ambientales Escolares del Ministerio de Educación, los cuales tienen como objetivo fortalecer el tema ambiental dentro del proceso educativo que desarrollamos con nuestros clientes. Para lograr este objetivo se desarrolló un trabajo conjunto con la Secretaría de Educación Distrital de Barranquilla y tres instituciones educativas.

Utilizando diversidad de herramientas pedagógicas, el equipo de Trabajo Comunitario realiza sus labores educativas.

Los estudiantes que participan en el programa Guías de la Energía reciben como incentivo una bicicleta todoterreno, mientras que a los colegios se les entrega una dotación de textos para sus bibliotecas.

Grupo de Guías de la Energía en el departamento del Magdalena.

Los mensajes sobre uso seguro y eficiente de la energía llegan a diversas comunidades y conglomerados .

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Durante el año 2010 Electricaribe manejó un nivel de exposición en bolsa para el mercado regulado de 19%. La tarifa promedio de las compras en bolsa fue del orden de los 136,73 $/kWh versus la tarifa promedio de contratos que fue de 124.11 $/

3.4.1 Compras de Energía

Para alcanzar el cubrimiento de su mercado regulado hasta los objetivos propuestos, en el año 2010 realizo 5 convocatorias quedando contratada así:

Energía Social de la Costa durante en el año 2010, manejó un nivel de exposición en bolsa del 100%. Sin embargo en el año 2010 a través de dos

kWh. Como se muestra en la siguiente grafica los precios de contratación de Electricaribe estuvieron por debajo del precio medio del mercado MC y por debajo del precio de bolsa.

convocatorias públicas se logro adjudicar el 100% de la demanda estimada para el 2011; a una muy buena tarifa de contratación.

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

900.000

Ene

-10

Mar

-10

May

-10

Jul-1

0

Sep

-10

Nov

-10

Ene

-11

Mar

-11

May

-11

Jul-1

1

Sep

-11

Nov

-11

Ene

-12

Mar

-12

May

-12

Jul-1

2

Sep

-12

Nov

-12

Ene

-13

Mar

-13

May

-13

Jul-1

3

Sep

-13

Nov

-13

Ene

-14

Mar

-14

May

-14

Jul-1

4

Sep

-14

Nov

-14

MW

h

Energía Contratada Energía Prevista a Contratar Demanda Energía Prevista

3.4 Plan de calidad y continuidad del servicio

el 98,56% para el año 2011, el 69,60% para el año 2012, el 76,50% para el año 2013 y el 12,68% para el año 2014 respecto a su demanda esperada como se muestra en la siguiente grafica.

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Electricaribe Mipymes de Energía, en el año 2010, manejó un nivel de exposición en bolsa del 100%. A partir del 22 de Diciembre 2010 todas sus fronteras fueron trasladas a Electricaribe, y a partir de fecha Electricaribe Mipyme empresa se encuentra en liquidación.

3.4.2 Evolución de los indicadores de SAIDI y SAIFI

Al cierre del año 2010, el SAIDI gestionable, que incluye las interrupciones programadas, no programadas y otras exclusiones de distribución y transporte (incluyendo líneas AT y subestaciones tanto AT como MT), fue de 95.47 horas lo que representa una disminución de 10.2 horas respecto al 2009. Con relación al SAIFI, el indicador fue de

72.63 interrupciones, que, comparado al año anterior, presentó una disminución de 17.07 interrupciones.Se resalta que durante el año 2010 hubo un invierno inesperado, no presentado en los últimos 40 años, que causó grandes inundaciones que afectaron el normal suministro a los clientes de varias poblaciones. La cuantificación de las interrupciones por Fuerza Mayor por causa de estos eventos de inundación, es de 32.7 horas y 17,67 interrupciones. De esta manera, el SAIDI y SAIFI total incluyendo estos eventos no gestionables ocasionados por inundaciones debidas al fuerte invierno es de 128.14 horas y 90.7 interrupciones.

A continuación se muestra la gráfica con la evolución de los índices de calidad para los años 2009 y 2010 para todos los circuitos de distribución de la empresa, presentando de forma separada el indicador de las interrupciones por fuerza mayor (FM 2010).

05.000

10.00015.00020.00025.00030.00035.00040.00045.00050.000

Ene-

10

Mar-1

0

May-1

0

Jul-1

0

Sep-

10

Nov-1

0

Ene-

11

Mar-1

1

May-1

1

Jul-1

1

Sep-

11

Nov-1

1

Ene-

12

Mar-1

2

May-1

2

Jul-1

2

Sep-

12

Nov-1

2

Ene-

13

Mar-1

3

May-1

3

Jul-1

3

Sep-

13

Nov-1

3

MWh

Energía Contratada Energía Prevista a Contratar Demanda Energía Prevista

El SAIDI gestionable, que incluye las interrupciones programadas, no programadas y otras exclusiones de distribución y transporte registró una disminución de 10.2 horas respecto al 2009.

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47A continuación se muestra la gráfica del indicador SAIDI acumulado anual por Áreas de gestión (Distribución y Transporte). De esta gráfica se

puede ver que en el 2010 el área de Distribución disminuyó el SAIDI en 3.25 horas, mientras el área de Transporte lo disminuyó en 2.09 horas.

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3.4.3 Evolución de Avisos

El centro local de distribución en el año 2010 atendió 285.035 avisos a lo largo de los meses

Pese al fenómeno de la niña presentado sobre todo el territorio Colombiano en especial en el segundo semestre del año sobre la región Caribe, los avisos ingresados por parte de los usuarios presentaron tendencia a la baja principalmente en

disminuyendo en un 10% al compararlo con los datos del año 2009.

la zona Occidente la cual cobija los departamentos de Córdoba y Sucre con una disminución del 29,8% contra los datos del año 2009, así mismo las demás zonas operativas presentaron el mismo comportamiento.

Histórico Evolución mensual de Avisos

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

Can

tid

ad d

e A

viso

s

2.007 25.410 20.500 30.008 36.308 42.445 41.401 38.834 45.466 45.727 42.445 36.271 28.182

2.008 21.759 25.881 29.366 34.590 35.963 37.259 41.009 34.326 34.404 27.680 23.029 22.846

2.009 19.272 23.558 28.299 24.575 32.528 30.718 28.980 29.814 29.162 25.753 22.857 20.851

2.010 17.397 18.398 25.367 21.721 24.378 25.701 26.575 28.743 27.739 25.546 22.970 20.500

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Gráfica 1. Histórico evolución mensual de avisos

Comparativo distribución avisos por zonasAños 2009-2010

2.009

2.009 2.009

2.0092.010 2.010

2.0102.010

010.00020.00030.00040.00050.00060.00070.00080.00090.000

100.000

Atlántico Norte Occidente Bol ívar

Comparativo distribución avisos por zonasAños 2009-2010

2.009

2.009 2.009

2.0092.010 2.010

2.0102.010

010.00020.00030.00040.00050.00060.00070.00080.00090.000

100.000

Atlántico Norte Occidente Bol ívar

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Operarios de Electricaribe realizaron grandes esfuerzos para garantizar el suministro del servicio, en medio de la emergencia generada por las lluvias.

Poblaciones totalmente inundadas dejó el invierno de finales del año anterior.

El Fenómeno de la Niña provocó inundaciones en varias subestaciones, pero no se escatimaron esfuerzos para mantener el servicio.

El invierno provocó taponamiento de vías, pero hasta las zonas de difícil acceso llegaron las brigadas de técnicos.

3.4.4 Fenómeno de la Niña 2010.

Este fenómeno climatológico presentó el siguiente comportamiento sobre la región caribe

• Promedio de precipitaciones en el primer trimestre del año 2010 por debajo de lo normal en la región Caribe.

• Incremento en volumen de lluvias, con excesos altos en la región Caribe en el segundo Trimestre de 2010.

• El mes de Julio se presentó como el más lluvioso al compararlo con los Julios de los últimos 10 años para la Región Caribe.

• En los meses de Agosto y Septiembre persistieron excesos de lluvia en algunos sectores de la región Caribe.

• En el mes de Noviembre se presentaron lluvias con excesos presentándose en las ciudades de Cartagena, Santa Marta las precipitaciones más altas de los últimos cuarenta años.

• En Diciembre persistió la cantidad de vapor de agua en el mar Caribe, debido principalmente al paso de frentes fríos procedentes de la costa este de los Estados Unidos que alcanzaron a ubicarse al norte del mar Caribe Colombiano. Cabe resaltar que durante este mes, en la mayoría de las principales ciudades se presentaron precipitaciones que superaron cuatro veces los promedios históricos. (Fuente: IDEAM).

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3.5.1 Arquitectura de Red

Para el presupuesto del año 2010 se planificaron actuaciones sobre 15 estructuras de las cuales solamente una (1) se ejecutaría totalmente (LBT ANTENA) y el resto de forma parcial. Se planificó la construcción de doce (12) nuevos circuitos de los cuales cuatros (4) circuitos han sido energizados, el resto se encuentra parcialmente ejecutados y tienen

Nombre Estructura Subestación Circuito Planificado

OAS-SIL-CTR ESPIGA APOYADA OASIS OASIS 12

RMR PÉTALO RIOMAR RIOMAR 11

VTE ESPIGA 1 VEINTE DE JULIO

VEINTE DE JULIO 13

VTE-MGD-MLB ESPIGA VEINTE DE JULIO

VEINTE DE JULIO 12

RIO-MGD HUSO APOYADO MAGDALENA MAGDALENA 4

TER-ZRG ESPIGA APOYADA ZARAGOCILLA ZARAGOCILLA 8

TER-ZRG ESPIGA APOYADA ZARAGOCILLA ZARAGOCILLA 9

TER-ZRG PETALO 2 TERNERA TERNERA 1

LBT-MAZ ESPIGA LIBERTADOR LIBERTADOR 5

LBT-MAZ ESPIGA LIBERTADOR LIBERTADOR 6

SMT-LBT ESPIGA LIBERTADOR LIBERTADOR 7

LBT ANTENA LIBERTADOR LIBERTADOR 8

MON-PRA ESPIGA APOYADA MONTERIA MONTERIA 8

Tabla #1, Nuevo circuitos MT Arquitectura de Red año 2010

fecha de energización el año 2011, en total se definió la construcción de 21km de red de media tensión en el nivel de tensión 13.8Kv y la reconducción de 27.3 km. La escogencia de estas estructuras y los circuitos a intervenir tuvieron como prioridad solucionar los problemas de agotamiento, mejorar la calidad del servicio y atender el crecimiento de la demanda vegetativa y de nuevas solicitudes.

3.5 Planificación de Red y Gestión Cartográfica

La construcción de nuevos circuitos en la Región Caribe colombiana ha contribuido con la mejora en la continuidad y calidad del servicio.

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3.5.2 Planificación AT

Con el fin de establecer las actuaciones prioritarias en la red en el horizonte 2011-2015 y ser incluidas en el Plan Estratégico de la compañía en lo relacionado con la expansión del Sistema de Distribución de ELECTRICARIBE, durante el año 2010 se definió el plan de inversiones para asegurar la atención de la demanda en los próximos años.

Se tuvo en cuenta el crecimiento de demanda estimado que tendrá el mercado de la Costa Atlántica del 4% y las nuevas disposiciones regulatorias con relación a la seguridad y confiabilidad en la operación y planeación del sistema eléctrico.

Sector Proyecto Estado Año de Entrada

Magdalena Ampliación Subestación Manzanares Ejecutado 2010

Córdoba Norte Ampliación transformación Pradera Ejecutado 2010

Cesar Ampliación Transformación Valledupar Ejecutado 2010

Bolívar Norte Ampliación 11MW Propílco Ejecutado 2010

Bolívar Norte Ampliación Transformación Ternera 66/13.8Kv Ejecutado 2010

Cesar Reconducción Línea LN-599 Ejecutado 2010

Guajira Reemplazo transformador 115/13.2kV Riohacha Planificado 2011

Córdoba Norte Ampliación transformación Cereté Planificado 2011

Bolívar Norte Ampliación Transformación Chambacú Ejecución 2011

Barranquilla Ampliación transformación Termoflores Ejecución 2011

Sucre Proyecto la Sierpe 110kV Ejecución 2011

Magdalena Conexión Sociedad Portuaria de Santa Marta Ejecución 2011

Bolívar Norte Proyecto Subestación Bosque 220kV Ejecución 2011-2012

Córdoba Norte Compensación Capacitiva subestación Cereté 5 MVAR Planificado 2011-2012

Barranquilla Proyecto Subestación Juan Mina 110kV Ejecución 2012

Barranquilla SE Siderúrgica 110kV Planificado 2012

Magdalena Ampliación transformación 220/110kV SE Fundación Aprobado UPME 2012

Cesar Subestación La Loma 110 kV y Línea La Jagua - La Loma 110kV Planificado 2012

Córdoba Norte Línea Chinú - Boston 110kV Planificado 2012

Barranquilla Normalización T 20 Julio y reconducción Línea LN-728 Planificado 2012

Barranquilla Ampliación transformación Subestación Malambo Planificado 2012

Bolívar Subestación Villa Estrella 66/13.8kV 20MVA Planificado 2012

Barranquilla Subestación Juan Mina 110kV y Línea Juan Mina - Nueva Barranquilla Planificado 2012

Bolívar Norte Ampliación Transformación 220/110kV Subestación Candelaria Planificado 2012

Córdoba Norte Ampliación Transformación Río Sinú Planificado 2012

Guajira Ampliación Transformación San Juan Planificado 2012

Bolívar Expansión Zona Norte de Cartagena SE (Manzanillo y Bolívar 220/66kV) Planificado

2011-2012-2013

Sucre Subestación Cereté 110kV - 60/30/30 MVA Planificado 2013

Barranquilla Ampliación Transformación 220/110 Kv subestación Tebsa Planificado 2013

Córdoba Sur Ampliación Transformación Cerromatoso Planificado 2013

Córdoba Norte Ampliación Transformación en Chinú 500/110 kV Planificado 2013

Bolívar Sur Ampliación transformación Mompox Planificado 2013

Córdoba Norte Proyecto Montería 220/110 kV 150 MVA Planificado 2014

Como hecho relevante está la ejecución de proyectos de ampliación de la transformación que representó un aumento de potencia de 87 MVA en el año 2010 con relación al 2009.Se destacan los proyectos Zona Norte de Cartagena que soportará el crecimiento de la zona turística de la ciudad de Cartagena y que incluirá un nuevo punto de conexión al STN en la subestación Bolívar 500/220kV, así como la expansión de la transformación 500/110kV en la subestación Chinú que permitirá eliminar la sobrecarga actual que tiene la transformación y poder atender el crecimiento de demanda de los departamentos de Córdoba y Sucre.

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Tabla #2, Proyectos Expansión STR-SDLgestionados en el año 2010


Magdalena Ampliación Subestación Manzanares Ejecutado 2010

Córdoba Norte Ampliación transformación Pradera Ejecutado 2010

Cesar Ampliación Transformación Valledupar Ejecutado 2010

Bolívar Norte Ampliación 11MW Propílco Ejecutado 2010

Bolívar Norte Ampliación Transformación Ternera 66/13.8Kv Ejecutado 2010

Cesar Reconducción Línea LN-599 Ejecutado 2010

Guajira Reemplazo transformador 115/13.2kV Riohacha Planificado 2011

Córdoba Norte Ampliación transformación Cereté Planificado 2011

Bolívar Norte Ampliación Transformación Chambacú Ejecución 2011

Barranquilla Ampliación transformación Termoflores Ejecución 2011

Sucre Proyecto la Sierpe 110kV Ejecución 2011

Magdalena Conexión Sociedad Portuaria de Santa Marta Ejecución 2011

Bolívar Norte Proyecto Subestación Bosque 220kV Ejecución 2011-2012

Córdoba Norte Compensación Capacitiva subestación Cereté 5 MVAR Planificado 2011-2012

Barranquilla Proyecto Subestación Juan Mina 110kV Ejecución 2012

Barranquilla SE Siderúrgica 110kV Planificado 2012

Magdalena Ampliación transformación 220/110kV SE Fundación Aprobado UPME 2012

Cesar Subestación La Loma 110 kV y Línea La Jagua - La Loma 110kV Planificado 2012

Córdoba Norte Línea Chinú - Boston 110kV Planificado 2012

Barranquilla Normalización T 20 Julio y reconducción Línea LN-728 Planificado 2012

Barranquilla Ampliación transformación Subestación Malambo Planificado 2012

Bolívar Subestación Villa Estrella 66/13.8kV 20MVA Planificado 2012

Barranquilla Subestación Juan Mina 110kV y Línea Juan Mina - Nueva Barranquilla Planificado 2012

Bolívar Norte Ampliación Transformación 220/110kV Subestación Candelaria Planificado 2012

Córdoba Norte Ampliación Transformación Río Sinú Planificado 2012

Guajira Ampliación Transformación San Juan Planificado 2012

Bolívar Expansión Zona Norte de Cartagena SE (Manzanillo y Bolívar 220/66kV) Planificado

2011-2012-2013

Sucre Subestación Cereté 110kV - 60/30/30 MVA Planificado 2013

Barranquilla Ampliación Transformación 220/110 Kv subestación Tebsa Planificado 2013

Córdoba Sur Ampliación Transformación Cerromatoso Planificado 2013

Córdoba Norte Ampliación Transformación en Chinú 500/110 kV Planificado 2013

Bolívar Sur Ampliación transformación Mompox Planificado 2013

Córdoba Norte Proyecto Montería 220/110 kV 150 MVA Planificado 2014

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Tabla #3, Resumen cargabilidad transformación año 2010

Cargabilidad transformación Sistema de Distribución de Electricaribe.

En cuanto al Plan de Mejora de la Confiabilidad de la red 34.5kV con participación de recursos de la nación se plantearon siete (7) nuevas subestaciones

con el fin de mejorar la prestación del servicio en zonas rurales del mercado de Electricaribe.

Sector Conexión STN STR-SDL

Alta Baja Media Alta Baja Media

Atlántico Sur 80% 54% 80% 52% 54% 32%

Barranquilla 53% 62% 0% 58% 58%

Bolívar Norte 72% 61% 55% 57% 23%

Bolívar Sur 42% 41% 37%

Cesar 64% 46% 82% 49% 47% 70%

Córdoba Centro 100% 100% 71% 71% 59%

Córdoba Sur 57% 58% 40%

Guajira 49% 59% 55% 56%

Magdalena 77% 64% 80% 58% 59% 47%

Sucre 53% 54% 38%


Sucre Subestación Pinillos Portafolio 2010 NA

Bolívar Sur Subestación Flores de Maria Portafolio 2010 NA

Córdoba Sur Subestación el Brillante Portafolio 2010 NA

Guajira Subestación Manaure Portafolio 2010 NA

Córdoba Norte Subestación Santa Rosa de Córdoba Portafolio 2010 NA

Córdoba Subestación Canalete Portafolio 2010 NA

Guajira Subestación Uribia Portafolio 2010 NA

Córdoba Centro Subestación Carrizal Radicado MME 2011

Córdoba Centro Subestación Buenos Aires Radicado MME 2011

Magdalena Sur Línea 34kV y Subestación Remolino Adjudicado 2011

Magdalena Sur Línea 34.5kV y Subestación el Reten Adjudicado 2011

Córdoba Norte Línea y Subestación Valencia Adjudicado 2011

Córdoba Norte San Andrés de Sotavento Adjudicado 2011

Cesar Norte Subestación Chimichagua Adjudicado 2011

Sucre Subestación Galeras Adjudicado 2011

Sucre Subestación la Unión Adjudicado 2011

Bolívar Norte Subestación Mahates Adjudicado 2011

Córdoba Norte Línea 34.5kV y Subestación Moñitos Adjudicado 2011

Córdoba Centro Subestación San Carlos Adjudicado 2011

Bolívar Sur Subestación Nepomuceno Adjudicado 2011

Córdoba Norte Línea y Subestación Mómil Adjudicado 2011

Córdoba Norte Subestación Santa Lucía Adjudicado 2011

Magdalena Sur Subestación Nueva Granada Ejecución 2011

Atlántico Sur Subestación Rotinet Ejecución 2011

Sucre Subestación Sampués Ejecución 2011

Sucre Subestación San Benito de Abad Ejecución 2011


Sucre Subestación Santa Inés 34.5Kv Ejecución 2011

Bolívar Norte SE San Estanislao y Línea 34.5kV Ejecución 2011

Barranquilla Sur SE Galapa 34.5kV Ejecución 2011

Atlántico Sur Subestación Santa Verónica Ejecución 2011

Magdalena Norte SE Bonda 34.5kV Ejecución 2011-2012

Magdalena Norte Subestación Río Viejo Operación 2010

Cesar Norte Subestación Astrea Operación 2010

Bolívar Sur Subestación Martín de Loba Operación 2009

Bolívar Sur Subestación Hatillo de Loba Operación 2009

Bolívar Sur Subestación Barranco Loba Operación 2009

Bolívar Sur Subestación Talaigua Operación 2009

Bolívar Sur Subestación Santa Rosa Operación 2009

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Tabla #4, Proyectos Mejora de la Confiabilidad gestionados

Adecuacion técnica de líneas AT

3.5.3 Mantenimiento Red Alta Tensión

En el año 2010, el área de mantenimiento Red Alta Tensión ejecutó actuaciones para maximizar la disponibilidad de las Líneas de Alta Tensión (66 kV, 110 kV) y las subestaciones de transformación operadas por ELECTRICARIBE, minimizando la cantidad y duración de las averías, prolongando la vida útil de los equipos y optimizando el mantenimiento de las instalaciones de la Red de Alta Tensión enmarcado en un sistema de calidad y mejora continua.

El plan de racionalización ejecutó adecuaciones técnicas en 34 subestaciones en la que se incluyo reparación mayor y alargamiento de vida útil (Secado-regeneración de aceite, corrección de fugas y pinturas) a transformadores de potencia, sustitución

de sistema de corriente directa en subestaciones, sustitución de cables subterráneos a circuitos y líneas de media tensión, retrofit a interruptores de 13,8 kV y la adecuación técnica de líneas se dirigió a 5 líneas de alta tensión consistente en el cambio de estructuras en 2 líneas en la ciudad de Barranquilla, a la sustitución de herrajes y aislamiento en 3 líneas de la compañía de igual forma se ejecutó el proyecto de recuperación forestal en trece (13) líneas de alta tensión , adecuaciones locativas en nueve (9) subestaciones y reparación mayor a una línea submarina.

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Aspecto de trabajos de adecuación de circuitos en el departamento de Córdoba.

3.5.4 Mantenimiento Media y Baja Tensión

3.5.4.1 Aporte de los Planes a la mejora de la Calidad

3.5.4.2 Adecuación de Líneas y Circuitos

Se adecuaron 17 Líneas y 26 circuitos de peor indicador de Calidad SAIDI (HS) de la compañía, con una inversión de $6063 millones. Logrando así garantizar el cumplimiento de la meta de calidad a pesar de la fuerte ola invernal que azotó al país en el segundo semestre del año.

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En el 2010 se intensificaron los trabajos de mejora de redes.

3.5.4.3 Optimización Red de Distribución

Se ejecutaron 6529 ordenes de trabajo de acciones de servicio repuesto dentro de las cuales se gestionaron las solicitudes de los clientes en el marco del programa “Unidos por el caribe” , el cual fue diseñado para atender las reclamaciones

Se amplió la cobertura del telecontrol a 3 subestaciones logrando así telecontrolar 163 de 170 subestaciones existentes (95.9 %), que corresponden al (99.6 %) de la capacidad

de transformación instalada, asegurando el cumplimiento de lo establecido en la resolución CREG 043 de 2010.

continuas de los alcaldes y protestas populares de los diferentes municipios atendidos por ELECTRICARIBE realizando mesas de trabajo entre los Alcaldes y representantes de ELECTRICARIBE donde se pactaron compromisos de mejora de la calidad del servicio dando solución a 439 solicitudes criticas y que ofrecían condiciones de peligro eminentes para la comunidad en general.

3.5.5 Protecciones & Telecontrol

En el área de Protecciones y Telecontrol se invirtieron $4.418 Millones, donde el 45% de la inversión fue destinado a la actualización del sistema y tecnología del telecontrol:

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TIPO_ENLACE CANTIDAD MVA % SUB % MVA

GPRS 65 178,3 38,2% 4,4%VSAT 53 843,6 31,2% 20,9%FIBRA OPTICA 45 3.001,5 26,5% 74,3%Total general 163 4.023,3 95,9% 99,6%

AVANCE TELECONTROL SUBESTACIONES

3.5.6 Desarrollo y provisión del servicio

La modificación de la estructura organizativa planteó en el año 2.010 la conformación de una gran unidad a nivel central denominada Desarrollo y Provisión del Servicio que surge como producto de la unificación de las subunidades de Desarrollo Alta Tensión, Proyectos Alta Tensión, Desarrollo Media y Baja Tensión y Provisión del Servicio. A continuación las actividades más relevantes ejecutadas en cada una de estas subunidades:

3.5.7 Desarrollo alta tensión y proyectos alta tensión:

En el año 2.010, la subunidad de Desarrollo Alta Tensión en conjunto con la subunidad de Proyectos Alta Tensión ejecutaron los proyectos planificados con una inversión total de 51.750 MCOP los cuales consistieron en:

• Ampliación de la capacidad de transformación de subestaciones existentes.

• Inicio de la ejecución de los proyectos especiales.

• Montaje de nuevas bahías de 13,8 kV para el desarrollo de la arquitectura de red.

• Adecuaciones y montaje de nuevas bahías de 34,5 kV para la conexión de los proyectos ejecutados con recursos del estado.

Todos estos proyectos están encaminados a atender de manera eficiente la creciente demanda de nuestros clientes y a mejorar la calidad del servicio prestado a éstos.

En el año 2.010 se iniciaron las siguientes obras tanto anuales como plurianuales:

Área Tipo de Proyecto Inversión MCOPAmpliación Capacidad de Transformación 14.480Proyectos Especiales 33.381Conexión Proyectos IAR 2.675Conexión Proyectos Estado 1.214

51.750

Desarrollo AT

Total Desarrollo Alta Tensión

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3.5.8 Desarrollo media y baja tensión

Durante el año 2.010 la subunidad de Desarrollo MT/BT ejecutó los proyectos planificados con una inversión total de 33.585 MCOP los cuales consistieron en:

• Arquitectura de red: Se conformaron 19 estructuras de arquitectura de red en donde se intervinieron 30 circuitos existentes y se construyeron 12 nuevos circuitos.

• Conexión Proyectos Nación: Se aplicaron los criterios de arquitectura de red con el fin de adaptar los nuevos circuitos que nacen al entrar en operación las nuevas subestaciones

del estado. Se trabajó en 5 estructuras las cuales dieron origen a 10 nuevos circuitos.

• Blindaje de Red: Se ejecutaron los diferentes proyectos definidos por la unidad de Control de Energía los cuales están encaminados a realizar las adecuaciones técnicas necesarias con el fin de disminuir las pérdidas no técnicas en la red de distribución. Se ejecutaron 19 proyectos de Protección de Red, 128 proyectos de Adecuación de Subnormales, 50 proyectos de Adecuaciones Menores y 31 adecuaciones de redes no normalizadas por el alcance de los proyectos PRONE.

El total de la inversión ejecutada por las subunidades de Desarrollo AT, Proyectos AT y Desarrollo MT/BT alcanzó los $ 85.335 millones.

Tipo Proyecto Subestación Descripción Nivel de Tensión Inversión MCOP (Año 2010) Estado

La Unión Ampliación Subestación 34,5/13,8 kV 34,5 kV 377 Terminada

Padera Reemplazo de transformador de 34,5/13,8 kV de 15 MVA por transformador de 34,5/13,8 kV de 30 MVA

34,5 kV 2.057 Terminada

Sincelejo Planta Reemplazo de transformador de 34,5/13,8 kV de 8,5 MVA por transformador de 34,5/13,8 kV de 15 MVA

34,5 kV 1.252 Terminada

Chambacú Reemplazo del transformador 1 de 66/13,8 kV de 33 MVA por transformador de 66/13,8 kV de 50 MVA

66 kV 3.436 Puesta en servicio en febrero 2011

Manzanares Reemplazo de transformadores actuales por dos transformadores en paralelo de 110/13,8 kV de 30 MVA

110 kV 5.666 Puesta en servicio en febrero 2011

SalgueroReemplazo de transformador de 34,5/13,8 kV de 14 MVA por

uno de igual capacidad con posibilidad de regular34,5 kV 1.646

Puesta en servicio en febrero 2011

Nueva CospiqueProyecto Propilco: Instalación de nueva celda en media tensión de 600/5A 25 kA, ampliación de telecontrol en subestación y

obras complementarias13,8 kV 447 Terminada

Bosque Construcción de 9 bahías en SF6 configuración doble barra e instalación de transformador de 220/110/66 kV de 150 MVA

110/66 kV 11.062 Puesta en servicio en junio 2011

La MojanaAmpliación de Subestación San Marcos por 110 kV,

construcción de nueva línea de 110 kV entre San Marcos y La Mojana, construcción de nueva Subestación La Mojana

110 kV 15.880Puesta en servicio

en julio 2011

Termoflores Ampliación de transformación en Subestación Termoflores mediante un transformador de 220/110 kV de 150 MVA

220/110 kV 4.339 Puesta en servicio en agosto 2011

El CarmenReubicación de actual Subestación El Carmen por problemas

de inestabilidad del terreno66 kV 1.314

Puesta en servicio en agosto 2011

Libertador-Magdalena-Oasis-

Zaragocilla

Instalación ó conexión de nuevas celdas y ejecución de obras civiles para la conexión de nuevos circuitos construidos por

Arquitectura de Red13,8 kV 1.637 Terminadas

Montería-Riomar-20 de julio-Puerta de

Oro

Instalación ó conexión de nuevas celdas y ejecución de obras civiles para la conexión de nuevos circuitos construidos por

Arquitectura de Red13,8 kV 1.406 Puesta en servicio

en marzo 2011

Conexión Proyectos

Estado

Salamina-Calamar-Juan de Acosta-

Astrea

Nueva salida 34,5 kV en Salamina-Nueva salida 34,5 kV Calamar-Nueva salida 34,5 kV Juan de Acosta-Telecontrol

Subestación Astrea34,5 kV 1.214 Terminadas

Ampliación de Capacidad de Transformación

Proyectos Especiales

Conexión Proyectos IAR

Área Tipo de Proyecto Inversión MCOPArquitectura de Red 19.077

Conexión Proyectos Nación 2.125Blindaje de Red 12.383

Total Desarrollo MT/BT 33.585

Desarrollo MT/BT

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3.5.9 Provisión del servicio

En la subunidad de Provisión del Servicio durante al año 2.010 se logró la atención de los clientes que solicitaban un nuevo servicio por baja tensión con un Plazo Medio de Resolución de 3,34 días, lo cual está muy por debajo de lo que establece la regulación.

En cuanto a los expedientes en curso se logró al cierre del año 2.010 un valor de 1.746 expedientes en curso lo cual es una muestra del seguimiento personalizado que se realiza a los clientes con la presencia frecuente del área en la ejecución de las obras de terceros. Lo anterior permite una asesoría en sitio y un control por parte de la empresa minimizándose así la posibilidad de ocurrencia de conexiones no autorizadas.

El margen bruto obtenido de la relación entre los costos de estudios de conexión de proyectos de terceros y los costos cancelados al asociado comercial que realiza el seguimiento de los mismos alcanzó un valor de 232%.

Incremento de los nuevos suministros en 80.102 para un cierre 2.010 de 1.755.403 clientes. Dentro de los nuevos suministros resaltar la contratación de 22.532x nuevos contratos ingresados al ciclo comercial provenientes de barrios subnormales como producto de la ejecución de los Proyectos de Normalización Eléctrica (PRONE).

3.5.10 Área de Teleprocesos año 2010

Se realizó la elaboración del documento de requerimientos funcionales, análisis de ofertas y selección del proveedor desde el punto de vista técnico para el proceso de renovación del actual sistema SCADA SINAUT Spectrum v1.8.2 a la versión Power Spectrum 4.6 último release disponible en el mercado.

Se ingresaron al SCADA ocho (8) subestaciones para la supervisión de nuevas instalaciones y en 89 subestaciones ya existentes se realizaron los procesos de normalización y renovación tecnológica de instalaciones, validación de parámetros de telecontrol [estados o medidas], adicionalmente se trabajó en la adecuación de elementos provisionales

para atender la emergencia provocada por la ola invernal.

Finalizó el proceso de intercambio total de Información del telecontrol para todas las subestaciones de Alta Tensión, Intercambio CND y Elementos MT existentes en el SCADA con otros sistemas corporativos como el Módulo de Operación [OOP] y el Sistema de Gestión de Incidencias [SGI] mediante un proceso de actualización, revisión y pruebas de la paridad entre SCADA y los sistemas SGD. Esta condición permite al operador de red tener mayor confiabilidad en su desempeño diario porque automatiza procesos y disminuye el riesgo de reporte inadecuado de los eventos presentados en el sistema de potencia al realizar ingreso de información manual.

Se realizó la actualización de esquemas de subestaciones y ajustes operativos de líneas de nivel IV ó tensiones superiores a 57 kV para permitir a los operadores una mejor gestión en la operación del sistema de potencia y registros de datos históricos para la planificación en el mediano y largo plazo.

Elaboración de 22 esquemas ortogonales de Arquitectura de Red existentes en la red de Media Tensión que permiten al operador de red tener una visión global de la ubicación de cada elemento en el momento de realizar transferencias de circuitos en contingencias o en mantenimientos programados, mejorando los índices de servicio al cliente gracias a maniobras más rápidas y efectivas.

3.5.11 Base de Datos de Instalaciones (BDI)

Durante el mes de Marzo del 2010 se soportó satisfactoriamente, la auditoría de de Calidad del Servicio de Deloitte con base en la información de activos transformadores, circuitos y el vínculo cliente – transformador existente en los cierres generados mensualmente en BDI y la información reportada al ente Regulador.

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3.5.11.1 Activos

Públicos/Particulares/Empresa gestionados a nivel de Subestaciones:

TEMA Unidad Total Activos (ENE 2010)

Total Activos (DIC 2010) Diferencia

Observaciones casos relevantes

General

Subestaciones (Empresa / Públicos) 168 171 3

Subestaciones públicas: Astrea, Rio Viejo y Galeras

Subestaciones (Particulares) 27 28 1

Subestación Nueva: Achacar creada en Julio por división de Membrillal.

Potencias Instalada Subestaciones (MVA) (Empresa) 4.234 4.255 22

Transformadores reemplazados en Sincelejo Planta y Pradera.

Trafos S/E (Empresa / Públicos) 348 354 6

Subestaciones donde se incrementaron los transformadores: Manzanares , Baranoa, Chambacú.

Trafos S/E (Particulares) 50 54 4

Subestaciones donde se incrementaron los transformadores: Acuacar y Ternera

Subestaciones (34.5 Kv)

Trafos Auxiliares (Empresa / Públicos) 9 11 2

Trafos Auxiliares (Particulares) 6 6 0

Trafos puesta Tierra (TPT) (Empresa / Públicos) 6 6 0

Trafos puesta Tierra (TPT) (Particulares) 0 1 1

Subestaciones (13.8 Kv)

Trafos S/E Auxiliares. (Empresa / Públicos) 118 117 -1

En Bolivar la Subestación donde decrementó el transformador: Zaragocilla

Trafos S/E Auxiliares (Particulares) 13 14 1

Apoyos (66 Kv) (Empresa / Públicos) 1.573 1.574 1

Apoyos (66 Kv) (Particulares) 0 0 0

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Activos Públicos/Particulares/Empresa gestionados a nivel de 13.8Kv:


Total Activos (DIC 2010) Diferencia Observaciones casos relevantes

Redes y equipos (13.8 Kv)

Circuitos (13.8 Kv) (Empresa / Públicos) 531 551 20

18 Circuitos Nuevos propiedad de la Empresa: Rio Viejo 1, Rio Sinu 4, Zaragocilla 9,Rio 9,Rio 8,Bosque 10, Libertador 6, Libertador 7, Libertador 8, Rio Viejo 2, Sabanagrande 3, Sierra Flor 1, Monteria 7 , Oasis 12, Membrillal 2, Oasis 11,Chambacu 12, LN Acuacar. 2 Circuitos Nuevos propiedad pública: Astrea 1,Astrea 2

Circuitos (13.8 Kv) (Particular) 23 23 0

Circuitos:Albornoz, Barrancas 1, Barrancas 2, Barrancas 3, Colclinker,Petco 2, Acueducto (Corozal),Montelibano 2,Salinas,Acueducto (San Onofre),M. Tolcemento,Siderurgica,Propilco 2 (3040),Propilco 1 (3030),Propilco3(3050),Petco 1,Acueducto (Cordoba),Royalco-Polybol,Propilco 04,Telecom (Tolu),Acuacar (Villa Estrella),Fenoco,Uniaguas.

Kms Lineales (13.8 Kv) (Empresa / Públicos) 26.056 26.512 456

Kms Lineales (13.8 Kv) (Particular) 1.435 1.634 199

Trafos (Empresa / Públicos) 60.154 61.021 867

Trafos (Particulares) 12.212 13.604 1.392

Fusibles (Cortacircuitos) (Empresa / Públicos) 20.725 20.841 116

Fusibles (Cortacircuitos) (Particulares) 2.602 2.951 349

Interruptores telecontrolados (Empresa / Públicos) 407 411 4

Interruptores telecontrolados (Particulares) 6 6 0

Puntos de Reguladores (Empresa / Públicos) 24 24 0

Puntos de Reguladores (Particulares) 0 0 0

Detectores Paso Falla (Empresa / Públicos) 1.407 1.416 9

Detectores Paso Falla (Particulares) 5 5 0

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Activos Públicos/Particulares/Empresa gestionados a nivel de 34.5 Kv:

Procesos de actualización de activos en BDI:


Total Activos (DIC 2010) Diferencia Observaciones casos relevantes

Redes y equipos (34.5 Kv)

Líneas (Empresa / Públicos) 83 85 2

Líneas nuevas de propiedad Pública: LN 5106, LN 5103

Líneas (Particulares) 19 19 0

Líneas: LN Inat (LN-520), LN Carton Colombia, LN Cementos Caribe 1, LN Monomeros, LN Acesco, CarboCaribe, LN 562, Ocensa, Linea 508, LN Cementos Caribe 2, LN-519, Aguas De La Sabana, LN-567, LN-564, LN-586, LN-572, Molino (Chimila),Salida Planta Concrecem,LN-531

Kms Lineales (Empresa / Públicos) 2.595 2.639 44

Kms Lineales (Particulares) 174 185 11

Apoyos (Empresa / Públicos) 19.176 20.443 1.267

Apoyos (Particulares) 1.245 1.250 5

Trafos (Empresa / Públicos) 370 406 36

Trafos (Particulares) 195 229 34

Seccionadores (Cuchillas) (Empresa / Públicos) 47 47 0

Seccionadores(Cuchillas) (Particulares) 2 6 4

Actualizaciones de Activos Unidad Actualizaciones

Actualización de los descargos (Media y Alta tensión) Descargos 2.253

Actualizaciones en BDI por Mantenimientos Correctivos Trabajos BDI 2.132

Actualizaciones de transformadores de Mantenimiento Transformadores 2.314

Actualización de transformadores reportados por Barrido de Media Tensión Alta de Transformadores 634

Actualizaciones de matriculas y cambios de potencias por parte del Barrido de Media Tensión Transformadores 1.509

Actualización de transformadores reportados por Barrido de Media Tensión Baja de Transformadores 477

Proyectos PRONE Proyectos 81

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Procesos de actualización de capas:

Actualización del vínculo cliente - transformador:

Proceso Unidad Actualizaciones

Actualización de fincas georeferenciadas con TPL Fincas 60.174

Actualizaciones Vínculo cliente- transformador - circuito. Actualizaciones (clientes)

Reconocimiento de la propiedad de activos (R082) 76.979

Actualizaciones de cliente - circuito 375.638

Actualizaciones de clientes nuevos 252.943

Actualizaciones de clientes No regulados 1.348

Número de Circuitos (13.8Kv) del Barrido de Media tensión 321

Actualizaciones de clientes en circuitos de 13.8 Kv del Barrido de Media tensión 359.058

Número de Líneas (34.5 Kv) del Barrido de Media tensión 25

Actualizaciones de clientes en líneas de 34.5 Kv del Barrido de Media tensión 822

3.5.12 Proyectos para apoyar la gestión:

3.5.12.1 Sistema de Gestión del amarre.

iDurante el año 2010 se entregó para su desarrollo en el año 2011, un requerimiento funcional de un sistema o modulo de gestión del vínculo cliente – transformador (“amarre”), el cual busca:

Brindar una herramienta que permita al área de Base de Datos de Instalaciones apoyar, controlar y gestionar de manera ágil y eficiente las actualizaciones del vínculo cliente – transformador, descentralizando la misma y llevando la responsabilidad al área operativa responsable de su correcta actualización en cualquier ámbito de actuación.

El sistema contempla perfiles, corrección en línea de los errores de digitación contemplados, minimizar el costo del reproceso de información, tener perfiles de autorización que permiten controlar y llevar seguimiento sobre los movimientos de los clientes, a las áreas que velan por los clientes VIP o que impactan dichos movimientos en sus decisiones o procesos.

3.5.12.2 Actualización Cartografía Capitales.

Durante el 2010 se logró adjudicar a la firma INVERTECNICA LTDA para desarrollar en el 2011 el proyecto de actualización cartográfica de las ciudades capitales de Barranquilla, Cartagena, Santa Marta, Sincelejo, Riohacha y Valledupar y como población piloto del proyecto a Puerto Colombia ubicada en el Departamento del Atlántico.

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ACTUALMENTE FUTURO

3.5.13 Plan de Mejoramiento Eléctrico de la Costa Atlántica -Meca 2.009-

En el siguiente cuadro se muestran las metas establecidas desde finales del año 2.009 para ser gestionadas por MECA durante el año 2.010,

detallando los Indicadores de Gestión y las Líneas de Acción indicando su cumplimiento efectivo al cierre del 2.010

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Para el caso específico del año 2.010 se presenta la información de los recursos que el Gobierno colombiano asignó en sus Fondos Especiales y lo que MECA logró que fuera otorgado para

proyectos que favorecen a 2.500 grupos de familia de la Costa Atlántica Colombiana, por valor de $9.887 millones.

Evolución historica de gestión de recursos- MECA 2007-2010

A continuación se muestra la evolución histórica, desde el año 2007 hasta el año 2010, de la Gestión de Recursos que MECA ha logrado que le sean asignados a la Costa Atlántica Colombiana para proyectos de:

• Mejora de la Calidad y Confiabilidad del Servicio para fomentar el desarrollo de las zonas especiales

• Ampliación de la Cobertura de la Electrificación Rural

• Normalización de Redes Eléctricas en los Barrios Subnormales

En donde se evidencia que con esta gestión se ha logrado favorecer a más de 178 mil grupos de familia, con recursos superiores a $268 mil millones de los cuales Electricaribe ha aportado más de $36 mil millones

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Ejecución obras MECA 2010

De los proyectos que, en años anteriores, MECA ha logrado que se le asignen a la Costa Atlántica Colombiana y que se le han otorgado a Electricaribe

para su ejecución, se muestra el avance de esas obras comparado con la meta establecida para este año.

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3.6 Plan de mejora de la eficiencia operativaEn el año 2010 el Proyecto de Eficiencia Operativa que venía adelantándose desde el 2007, recibió el impulso de las Sinergias de Integración identificadas en conjunto con Gas Natural, buscando siempre una mejora en los ingresos y los costes.

Las mejoras implantadas se centran en nuevas formas de hacer las cosas, identificación de figuras más favorables económicamente y renegociaciones basadas en el conocimiento de la oferta y el proceso a contratar.

Disminución de Reposición de Transformadores por Mejora de la Protección

Se ha calculado que la vida útil normal de un transformador es de 15 años. Mediante la ejecución de mantenimientos preventivos que incluyen la instalación de protecciones, se logra garantizar este período reduciendo el riesgo de daños por sobrecorrientes que de otra forma, provocarían el cambio prematuro de estos elementos.

Cambio en Unidades Constructivas Media y Baja Tensión

El análisis de los materiales utilizados y la comparación con las normas internacionales

permitió identificar oportunidades como el cambio de conductores de Cobre por conductores de Aluminio, que garantizando la calidad requerida por nuestros clientes presentan un precio por metro mucho más bajo

Cambio en el modelo de gestión en la liquidación de Irregularidades

Aplicando principios de productividad, se cambia el modelo de gestión para la liquidación de irregularidades, pasando de un coste fijo mensual por número de personas participantes en proceso, a la liquidación individual por actividades, lo que exige al contratista la mejora en la eficiencia de sus procesos.

Integración de Sistemas y Procesos Corporativos: Homogenización de los Procesos de Gestión

La integración entre los negocios de Gas y Electricidad sigue adelante, gracias a la nueva plataforma común lograda con la implantación de SAP para los procesos Corporativos de Electricidad y la creación del Centro de Servicios Compartidos, CSC.

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Los módulos de SAP implantados dan soporte a los procesos Económico-Financieros y de Compras, reemplazando los sistemas que antes cumplían esta función.

El CSC es la nueva unidad que concentró los procesos de Administración Financiera y Tesorería, Administración de Cuentas a Pagar y Contabilidad de todas las empresas del grupo en Colombia. Con personal en Barranquilla y Bogotá, se constituye

junto con la unidad de Compras, en ejemplo de integración y homogenización entre los dos negocios.

Con el fin de garantizar que todos los colaboradores que lo requerían se encontraran listos para manejar el nuevo sistema y tuvieran el conocimiento en los nuevos procesos, se desarrollaron campañas de divulgación a todo nivel y jornadas de formación presenciales que alcanzan las 1.100 horas dictadas.

3.7 Plan de mejora procesos de soporte

3.7.1 Plan de Compras y Logística Colombia.

Como resultado de la integración de los negocios de gas y electricidad en Colombia y buscando fortalecer las habilidades y mejores prácticas existentes en cada una de las sociedades, se creó una estructura común de Compras y Logística para atender los dos negocios. En el mes de febrero se dio a conocer la estructura del equipo de Compras y Logística Colombia, integrado por personas ubicadas tanto en Bogotá, como en Barranquilla.

Este nuevo equipo de Compras durante 2010, estructuró su gestión alrededor tres vértices importantes:

- La implementación de la nueva Norma de Contratación Externa NG.0004.NG, que enfatiza los principios de equidad, transparencia y eficiencia en todos los procesos que desarrolla esta unidad. Esta norma adicionalmente establece diversas líneas de acción orientadas a la consecución de mayores ahorros con base en estrategias como la agrupación de servicios, volúmenes y unificación de procesos.

- Un nuevo énfasis en la elaboración y seguimiento del Plan de Compras como herramienta fundamental para gestionar la actividad del equipo de compradores, que incluye el negocio Eléctrico y de gas, junto con un modelo de cálculo y unas directrices muy

precisas para establecer metas de ahorro y hacer su seguimiento..

- El Plan de Compras 2010 contempló compras de bienes y servicios por un valor en torno a los $199.000 millones, con un ahorro estimado de $13.300 millones que representan el 6.27% de la cifra gestionada. La dinámica del negocio generó necesidades mayores a las contempladas inicialmente y es así como se realizaron finalmente adquisiciones por $203.000 millones con un ahorro de $21.300 millones equivalentes a un 9.52% del volumen transado y con una cifra neta de ahorro equivalente a un 91% mas del inicialmente previsto, todo esto en buena medida por el esfuerzo realizado por los integrantes del equipo de compras

- La implementación de la herramienta SAP que soporta la gestión de compras y permite un mayor control de las tareas ejecutadas y que se constituye en un pilar fundamental para la operativa diaria de quienes tienen la tarea de realizar estas compras para Electricaribe.

En cuanto a temas de Logística de materiales se trabajó de manera intensa tanto con los clientes internos de este servicio, como con los procedimientos aplicados para la gestión de los mismos, con lo cual se logró disminuir el inventario en un 16.4%, equivalente a $6.444 millones. De igual manera se implementaron diversas estrategias para incrementar la rotación de los inventarios, pasando de un indicador de 2.3 veces en 2009, a 3 en 2010. Por supuesto todas estas realizaciones

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3.8 Plan de Mejora de la Infraestructura de Telecomunicaciones y Sistemas

En el año 2010 la unidad de Sistemas Colombia cambia su estructura organizacional alineándose con la estructura corporativa del grupo GNI implantando el Modelo Organizativo Operativo (MOO). Este modelo busca una mayor orientación al servicio de las unidades de negocio, prepara a la unidad para el reto de la implantación de sistemas integrados a nivel de grupo y coordina la relación entre sus diferentes líneas: Business Partner, Operación, Gestión del Software y Gobierno. Este proceso estuvo soportado por la implementación de herramientas de gestión como HP PPM Center (que soporta los proceso de desarrollo de software) y ASUR (Asistencia y Soporte al Usuario de Remedy) que aseguran el cumplimiento de los procesos internos de la unidad. A través del modelo MOO, se garantizan servicios fiables, consistentes y de alta calidad a través de procesos eficientes e integrados con los procesos de dirección y productivos de la empresa.

Como complemento de este proceso se realizaron los proyectos:

- Estabilización y Mejoramiento FES/CERES: Mejoramiento de la plataforma del sistema de Gestión comercial Mercado Energía Social: Base de Datos, Servidores y Comunicaciones, donde se realizaron las siguientes fases: Estabilización Incidencias Software, Mejoramiento Infraestructura Técnica, Optimización, Soporte, y Mejoras Funcionales que permitieron el fortaleciendo en la gestión de cobro y atención al cliente en dicho mercado.

- Tecnificación de la Medida: Implantación de un sistema de información de Seguimiento y control de la medida (PrimeGuard) que permitió la obtención de variables de energía y gestión de eventos, las cuales ayudan a detectar posibles fraudes o anomalías que

afecten la medida de los clientes industriales y no regulados 12.000 Clientes aproximados. La implementación de esta plataforma tecnología fue fundamental para asegurar y complementar el Control y Seguimiento de las pérdidas de energía.

- Normalización Redes Inteligentes: Se mejoro la infraestructura tecnología de medida centralizada utilizada por 13.000 clientes aproximadamente (SPI-Sistema de Poder Integrado) de tal forma que permita la inclusión de los 68.000 nuevos clientes provenientes de los planes de normalización de zonas subnormales, satisfaciendo las necesidades de operación mediante la automatización de procesos de lectura y control de la misma.

- Renovación SCADA: En vista de la necesidad planteada por Despacho Eléctrico de renovar la plataforma tecnológica del SCADA con el que actualmente opera ECA, durante el 2010 se trabajo en validar las diferentes opciones técnicas de la modernización, escogiéndose para tal fin la versión 4.6 del Sinaut Spectrum, el alcance definido para este proyecto es:

o Renovación del SINAUT Spectrum v1.8.2 a la última versión disponible en el mercado Spectrum Power 4.6.

o Expandir la capacidad de subestaciones y elementos MT telecontrolados a través del SCADA.

o Cumplir aspectos regulatorios que exigen tener EMS en el Centro de Control.

o Obtener mejores herramientas para la operación del sistema de potencia gracias a las nuevas funcionalidades del licenciamiento Spectrum Power 4.6 Básico.

se han hecho manteniendo y en algunos casos mejorando el nivel de servicio a las áreas operativas

de la compañía quienes son los principales clientes de este servicio.

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o Implementar infraestructura que facilite el análisis y estudio de la información histórica.

Lo anterior permitirá a Electricaribe cumplir con los requisitos regulatorios y brindar un mejor servicio a los clientes.

- Validación Información XM: Por parte del área de despacho de la medida se realizó un requerimiento para crear una plataforma que permitiera sistematizar los procesos manuales de generación, validación y reporte de la información que se envía al XM( Administrador del Mercado Mayorista), para este fin se creó Telemedidos que permitió automatizar el proceso reduciendo los tiempos y eliminado el reporte de datos erróneos de consumos lo que genero un ahorro en las compras de energía.

Con la creación de la línea de Gestión de Software cuya responsabilidad es el desarrollo de soluciones tecnológicas, participación en la definición y homologación de los servicios básicos y responsables de los servicios de mantenimiento de todos los sistemas del grupo, se realizó el despliegue del modelo de Gestión de Software en Colombia que comprende el manejo del Portfolio Colombia y clúster por línea de negocio (GAS – Electricidad – Corporativo).

Se estableció el contrato de proveedor único para el manejo de los servicios de mantenimiento de los sistemas de información. El contrato se suscribe con INDRA Colombia y se cerró la negociación en el mes de Octubre de 2010.

La línea de Operaciones de Sistemas de Información, cuya responsabilidad es coordinar y

ejecutar la implementación, soporte y evolución de la infraestructura técnica necesaria (hardware, software base, interfaces y comunicaciones de voz, datos e imagen), así como la seguridad y procedimientos operativos y de relación, garantiza las infraestructuras tecnológicas de seguridad y salvaguarda los datos del Grupo, conforme a las directrices estratégicas marcadas en el Plan de Sistemas vigente para el Grupo Gas Natural Fenosa y a las mejores prácticas reconocidas en el mercado de las T.I, con la finalidad de dar soporte tecnológico a los procesos de negocio de la empresa con la mejor eficiencia y relación coste-beneficio.

Se realizó el despliegue del modelo de Operaciones en Colombia basado en una estructura Organizacional dividida por diferentes torres de servicios: Explotación y Técnica de Sistemas, Telecomunicaciones, Atención al Cliente y Seguridad operativa, quienes siguen una Metodología desde la Dirección de Operaciones donde se establece los mecanismos a seguir en caso de iniciativas del Negocio o internas, además se siguen los procedimientos basados en Herramientas que permitan una gestión eficaz.

Se logró la unificación de las Redes de Datos y Voz entre las empresas de la antigua Unión Fenosa y Gas Natural. Esto permitió lograr un Plan de numeración único telefónico para todas las empresas del grupo no solo Colombia sino mundial. La integridad de la Red de Datos permitió compartir carpetas y tener acceso a cualquier aplicación desde cualquier sitio de la Compañía.

Se inició el proceso de unificación de servicios tales Mesa de Ayuda y Producción, con miras a culminar en el primer trimestre del año 2011.Inversiones realizadas

Línea Inversión (MCop)

Actualización Tecnológica de Sistemas 873.000

Actualización Tecnológica de Comunicaciones 277.000 Mejoras Sistemas de Negocio 74.237

Total Inversión Sistemas 1.224.237

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3.9 Plan de Gestión de la Organización y Recursos Humanos

3.9.1 Evolución de la plantilla-Consolidado 2004-2010

Durante el año 2010 nuestras empresas dieron la oportunidad de generación de empleo a un total de 54 personas, contribuyendo así como empresa socialmente responsable con la comunidad. Los ingresos de personal del año 2010 estuvieron orientados a satisfacer las necesidades de las Unidades del Negocio por lo cual el porcentaje en generó del personal ingresado fue el siguiente: 78% hombres y 22% mujeres. Para el año 2010 el cierre de plantilla de 1591 incluye los siguientes colectivos: 1508 plantilla directa, 83 becarios.

Con el fin de estimular el desarrollo profesional de los empleados al interior de la Compañía, se lanzó en 2010 la Política de Movilidad Interna. Esta Política tiene como objetivos; fomentar el movimiento interno en la empresa como una oportunidad de

desarrollo, potenciar el encaje óptimo de la persona con el puesto y maximizar la cobertura de vacantes con personal interno. Además actúa bajo los principios de:

• Gestión de Talento: Garantizando la atención de las necesidades de los Negocios, asegurando el máximo aprovechamiento del capital humano.

• Transversalidad: Facilitando y promoviendo los movimientos internos de personas en la Empresa.

Durante el año 2010 se realizaron 121 movilidades internas donde nuestros colaboradores tuvieron la oportunidad de recibir entrenamiento en sus nuevos

2212 2019 1875 1788 1750 1708 1508

8286

8581 79 81

83

0

500

1000

1500

2000

2500

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

TOTAL B ecarios

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retos profesionales, logrando así aumentar su perfil dentro de la organización.

En el año 2010 se continuó con el proceso de integración del Grupo Gas Natural - Fenosa en Colombia, dando como resultado el logro de los siguientes hitos:

• Traslado de las funciones de Lectura y Reparto a Servicio al Cliente.

• Desarrollo de la Estructura del Negocio de Electricidad: Distribución Eléctrica, Despacho Eléctrico y Servicio al Cliente.

• Homologación de la Estructura de Compras.• Homologación de la Estructura de

Comunicación, Servicios Jurídicos y Regulación.

• Homologación Estructura de Sistemas de Información.

• Homologación Estructura de Recursos Humanos.

• Desarrollo Estructura 5to Nivel Negocio Electricidad.

• Estructura Centro de Servicios Compartidos (CSC) Eco-Fin (Integración Colombia).

• Traslado de funciones de Operaciones Domiciliarias a Servicio al Cliente.

Adicionalmente se realizaron los procesos de Homologación de Políticas Corporativas de Recursos Humanos y el Desarrollo Directivo; con el cual se evaluó al personal de la organización a través de la aplicación de metodologías comparativas que permitieron identificar el talento directivo y profesional de los empleados. Se diseñaron los planes de sucesión de puestos críticos y del mapa de desarrollo individual para la cobertura de los puestos claves, con el fin de retener en la estructura de la organización a los mejores profesionales.

3.9.2 Evolución de jubilados - Consolidado 2003 - 2010

3093

3040

3115

3153

32703252

3274

3306

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

No. d

e Pe

nsio

nado

s

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Durante el año 2010 se registraron 88 altas de jubilados de las cuales 71 se dieron por nuevas jubilaciones y 17 por reconocimiento de beneficiarios.

Se registraron 58 bajas, 3 de ellas por extinción de derecho y 55 por fallecimiento.Adicionalmente se compartieron 143 pensiones con el Instituto de Seguros Sociales e ingresaron a la compañía por concepto de retroactivos pensionales $1.889 millones.

3.9.3 Formación 2010

Garantizar, a través del desarrollo de las personas, un aporte significativo en el incremento de la satisfacción del cliente y una mejora en la calidad del servicio, mediante el desarrollo de competencias de conocimiento y habilidades en todos los colaboradores que les permitan desarrollar sus funciones exitosamente.

El plan estuvo dirigido a:

Los programas de formación desarrollados permitieron capacitar al 95.4% de nuestra plantilla

1. Contribuir mediante el desarrollo de competencias técnicas en los colaboradores, a la implantación del Sistema de Gestión Ambiental, promoviendo una cultura de protección al medio ambiente.

2. Desarrollar programas de formación orientados al mejoramiento de procesos y a satisfacción de necesidades y expectativas de clientes, a través del fortalecimiento de una Cultura de Calidad en el Servicio y Protocolo.

3. Fomentar una cultura de Mejora Continua al interior de nuestra empresa enfocados a la Calidad y Productividad dentro del marco de actuación del área de Distribución.

3.9.4 Formación y entrenamiento

Durante el año 2010, a nivel formativo se ejecutaron acciones de acuerdo a las líneas de intervención: Regulados Electricidad, Procesos Corporativos y Escuela de Liderazgo, con base a lo planteado en el Análisis de Necesidades de Formación 2010 y dando cumplimiento al Plan Estratégico. El mayor impacto se presentó en la facultad de Procesos Corporativos.

directa, con un total de 58.397 horas de Formación dirigidas a un total de 4.760 participantes.

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3.9.5 Proyectos Específicos

Formacion Integral Medio Ambiente:

Conocer el Sistema de Gestión Ambiental de Electricaribe sus fundamentos, estructura, base documental, legislación aplicable vigente, aspectos e impactos ambientales significativos, controles operacionales y actuación ante emergencias, incluyendo las partes interesadas. Sensibilizar a los asistentes de todas las áreas de la compañía sobre la gestión ambiental y la responsabilidad asociada. Con 590 Asistentes y 4632 horas de formación fue el curso de mayor cobertura, tuvo representación de todas las áreas. Es clave para lograr la certificación en la norma ISO 14:001.

Habilidades de Negociación en Venta Consultiva - Aliado SENA (Servicio Nacional de Aprendizaje):

Suministrar a los colaboradores de mercado regulado los conocimientos teóricos y desarrollar las habilidades necesarias para que aprendan a negociar con una perspectiva estratégica y efectiva. Al momento de aplicar los conocimientos y técnicas enseñadas deberán percibir una sustancial mejora en sus habilidades negociadoras. Con 168 Asistentes y 3360 horas de formación. Un buen ejemplo de alianza interinstitucional con un organismo oficial. Curso certificado por el SENA

Manejo Defensivo Seguridad Vial:

Conocer las responsabilidades y compromisos que deben cumplir nuestros brigadistas acciones y su impacto ante el tránsito tanto peatonal como vehicular. Además deben conocer los requisitos que deben cumplir para obtención de permisos para intervenir en la vía pública. Con 331 Asistentes y 2648 horas de formación. Orientado a cumplir el Plan de seguridad Vial como contribución a la cultura ciudadana de nuestros brigadistas

Refuerzo Ciclo Comercial - Documento Operativo:

Garantizar que todos los agentes comerciales de cada distrito tengan el conocimiento , manejo y gestión del documento operativo con el fin de atender y gestionar integralmente las necesidades

de los clientes del servicio de energía eléctrica suministrada por Electricaribe S.A. E.S.P. Asegurar que el documento operativo sea la herramienta fundamental en todas las actividades correspondientes al proceso de asistencia al cliente. Con 219 Asistentes y 2544 horas de formación. Puesta en marcha de las áreas de mejora identificadas en las auditorías de calidad.

Implementacion Del Sistema De Calidad

Que el personal de distribución conozca los requisitos de un Sistema de Gestión de la Calidad. Analizar la orientación de los requisitos de un Sistema de Gestión de la Calidad para la realización de auditorías. Fundamentos de un sistema de gestión. Enfoque hacia los procesos. Identificación y análisis de los requisitos de ISO 9001. Con 463 Asistentes y 2774 horas de formación. Formación dirigida al proceso de distribución, la cual contribuyó con la certificación de este proceso en la norma ISO 9001

3.9.6 Programa de recreación y cultura

Plan de bienestar

Durante el año 2010, Electricaribe desarrolló programas y actividades de Bienestar Social, enfocados a contribuir con el clima organizacional y el desarrollo integral de sus colaboradores.

La participación de las familias de nuestros trabajadores en estos programas ha sido primordial para la empresa, dado que aporta valor agregado en nuestro capital humano y fortalece el sentido de pertenencia.

Dentro de las actividades realizadas durante este año se encuentran:

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Comparsas

Línea de Acción Actividad Participantes Logro

Actividades de Recreación

Club Deportivo 676

Se logró un espacio de integración entre los colaboradores participantes en las modalidades deportivas de fútbol, dominó, tenis de mesa y rumbaterapia.

Carnaval de Barranquilla 300

Participación e integración de colaboradores en la actividad cultural más representativa de sus ciudades.

Piloneras de Valledupar 51

Comparsa Festival del Mar Sta Marta

Extensión con las Familias

Caminatas Ecológicas 320

Se incentivó a los participantes a realizar una actividad física de bajo impacto y se sensibilizó sobre la importancia de conservar la naturaleza.

Navidad para hijos de colaboradores 1610 Integración de hijos de colaboradores en un

ambiente navideño y de recreación.

Atenciones al Trabajador

Entrega de ofrendas florales 14

Se tuvieron acercamientos con los trabajadores haciendo entrega de un presente floral en diferentes momentos de su vida, fallecimiento de ser querido y nacimiento de hijos.

Detalle Día de la Secretaria 6

Se reconoció la importancia de cada una de las fechas especiales para nuestros colaboradores.

Detalle Día de Amor y Amistad 1593

Detalle Cumpleaños Trabajador 644

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Caminatas ecológicas

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Navidad hijos

Club deportivo

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3.9.7 Salud ocupacional 2010

Durante este periodo se dictaron 2.819 horas en capacitaciones dirigidas a las áreas operativas donde están localizados los riesgos prioritarios.

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3.9.8 Medicina preventiva

Se realizaron actividades de medicina preventiva encaminadas a preservar y optimizar el estado de salud de la población trabajadora destacándose las siguientes actividades:

3.9.9 Accidentalidad Electricaribe

En el presente año ocurrieron 105 accidentes de trabajo, de los cuales 53 fueron con baja, para un total de 382 días perdidos.

Del análisis realizado podemos observar que el distrito Atlántico presentó la mayor accidentalidad con un total de 23 accidentes representado en el (22%), seguido por el distrito Bolívar con 11 accidentes representando el (10%) del total de los accidentes en el año, distrito Occidente con 11 que corresponden al (10%) distrito Norte con 8 accidentes con (8%) de los cuales se destaca que en el departamento de la Guajira no se generaron accidentes en el año 2010.

El 49% del total de la accidentalidad corresponde a los accidentes de tipo mecánico (golpes), las lesiones con heridas menores representaron el 13%, originado por la utilización una variedad de herramientas manuales.

Durante el año se presentaron tres accidentes de origen eléctrico que corresponden al (3%) del total de los accidentes, estos se presentaron en los distritos de Atlántico y Occidente con 21 días de baja.

La distribución de la accidentalidad por zonas esta distribuida de la siguiente forma:

ACTIVIDAD POBLACION CUBIERTA

Atención odontológica 194

Audiometrias 28

Charlas psicologia 49

Citologia 11

Ejercicios terapeuticos para riesgo cardiovascular 15

Electrocardiograma 126

Evaluacion presion arterial 889

Examen medico periodico 180

Examenes de laboratorio 406

Examenes de ingreso 127

Examenes de prostata. 94

Screening pcb' s 60

Chequeos ejecutivos 5

Masaje facial 29

Mascarilla antienvejecimiento 7

Optometria 216

Pausas activas de trabajo 60

Pruebas de alcoholimetria 6

Valoracion medica 720

Valoracion riesgo cardiovascular 21

Visiometrias 465

Visitas a trabajadores enfermos 18

TOTAL 3.726

VACUNACIÓN POBLACION CUBIERTA

Vacuna hepatitis A 119

Vacuna hepatitis B 217

Vacuna influenza 2010 255

Vacunaciòn hepatitis A y B 98

TOTAL 689

COMPARATIVOS DIAS PERDIDOS POR DISTRITO AÑO 2010

BOLIVAR105

OCCIDENTE81

ATLANTICO135

NORTE61

COMPARATIVO ACCIDENTALIDAD POR DISTRITO AÑO 2010

ATLANTICO; 22%

BOLIVAR; 10%

OCCIDENTE; 10%

NORTE; 8%

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COMPARATIVOS DIAS PERDIDOS POR DISTRITO AÑO 2010

BOLIVAR105

OCCIDENTE81

ATLANTICO135

NORTE61

COMPARATIVO ACCIDENTALIDAD POR DISTRITO AÑO 2010

ATLANTICO; 22%

BOLIVAR; 10%

OCCIDENTE; 10%

NORTE; 8%

Los datos de los índices de frecuencia y gravedad de los cuatro últimos años se plasmarán en sendos gráficos para ver su evolución:

E volución índice de f r ecuencia

11,7514,30

29,89

30,59

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

2007 2008 2009 2010

Añ o

Ind

ice

E vol uc i ón í ndi c e de Gr avedad

3,40

0,13 0,13 0,080,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

2007 2008 2009 2010

Añ o

Ind

ice

INDICE/AÑO 2007 2008 2009 2010

If 29,89 30,56 14,30 11,75

Ig 3,40 0,13 0,13 0,08

3.9.10 Inspecciones de seguridad.

Es un instrumento disponible para descubrir condiciones o actos subestandares y evaluar factores de riesgos antes de que ocurran los accidentes.

El artículo 11 de la resolución 1016 del ministerio de trabajo y seguridad social establece las inspecciones de seguridad como requisito a desarrollar en lo que se refiere a actividades del Programa de Salud Ocupacional, con el fin de determinar riesgos que pueden afectar la salud de los trabajadores.

3.9.11 Auditorias de seguridad

Durante todo el año se le realizaron auditorias a las empresas contratistas para verificar el cumplimiento de las normas de salud Laboral.

INSPECCIONES Total

AGENCIAS, OFICINAS Y PLANTAS. 34

AUDITORIAS CONTRATISTAS 287

BRIGADAS CONTRATISTAS 472

BRIGADAS ECA 137

DESCARGOS 1.022

SUBESTACIONES 59

VEHICULOS CONTRATISTAS 333

VEHICULOS DE LA EMPRESA 108

VEHICULOS POOL 65

Total general 2.517

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3.9.12 Planes especiales

Programa de vigilancia epidemiológica de riesgo cardiovascular

Esta enmarcado dentro de los programas de vigilancia de tipo activo (Evaluaciones medicas, exámenes de laboratorio, toma de información in situ, encuesta directa). Durante el primer corte se realizaron perfil lipídico, glicemia, más valoraciones médicas ocupacionales y se identificaron factores de riesgos cardiovasculares en el personal valorado definiendo la población para seguimiento en 2010.

- Desarrollo del programa 2010• Recolección de la información• Interpretación de los resultados • Clasificación de la información• Elaboración del Programa de vigilancia

epidemiológica Riesgo Cardiovascular y elaboración del cronograma 2011

- Población objeto 2010

Acorde al diagnostico de las condiciones de salud se determino población objeto para el programa de Vigilancia Epidemiológica de riesgo Cardiovascular, un total de: 248 trabajadores

Programa de vigilancia epidemiológica de prevención de dolor lumbar 2010

El control biológico del individuo expuesto a condiciones ergonómicas desfavorables que pueden afectar la región lumbar, es una actividad consistente en exámenes médicos preventivos y periódicos que permitan detectar en forma temprana la susceptibilidad individual o la presencia temprana y reversible de lesiones osteomusculares.

En las etapas del programa de vigilancia epidemiológica de prevención de dolor lumbar se identifico el universo de los trabajadores que están expuestos a los diferentes factores de riesgo ergonómicos, y que fueron valorados determinando quienes presentan Dolor Lumbar Inespecífico, ya que no han seguido una valoración y control por su medico de EPS, y

quienes presentan un diagnostico dado por su medico.

Total trabajadores con presunta patología lumbar: 283 trabajadores.

Estudio de los niveles de bifénilos poli clorados (PCB´s) en sangre en personas expuestas y no expuestas (Convenio con la universidad Libre de Barranquilla)

Este estudio es el primer diagnóstico de la situación existente y línea base sobre la cuantificación del PCB´s presente en sangre en la población expuesta y no expuesta en la ciudad de Barranquilla. Más allá de la obtención de datos numéricos importantes, se logrará obtener información valiosa sobre factores de riesgo, inquietudes sobre medidas de protección y las necesidades más sentidas de los actores directamente involucrados con este tema; identificando y evaluando un problema que se perfila como de mayor envergadura en el país y sobre el cual se deben priorizar acciones en el Plan Nacional de Aplicación del Convenio de Estocolmo.

Total trabajadores que participan en el estudio: 60 trabajadores.

POBLACIÓN DIAGNOSTICO 170 Dolor lumbar inespecífico 24 Hernia discal Lumbar 9 Postquirúrgico Hernia discal 16 Artrosis Lumbar 21 Escoliosis Lumbar 19 Discopatia L4 L5 S1 12 Síndrome de canal estrecho lumbar 12 Disminución del espacio

intervertebral lumbar

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Reconocimientos

“Con el video “sensibilización de accidentes de Trabajo”, realizado con la participación de los colaboradores afectados por eventos de este tipo, Electricaribe recibió el premio “Positiva Zafiro 2010” en la modalidad Gestión en la Prevención y control de la Accidentalidad Laboral, otorgado por la Compañía de Seguros Positiva ARP”.

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3.10 Plan de Comunicaciones En 2010, el papel de las comunicaciones fue determinante para apalancar todo el proceso de integración y consolidación de todas las áreas de negocio de Electricaribe y gracias a la gestión de la Gerencia de Comunicación se logró con éxito el fortalecimiento de la imagen de la compañía y el relacionamiento con los públicos de interés.

3.10.1 Comunicación Interna

La gestión de la Comunicación Interna siguió fortaleciéndose en el negocio de electricidad en el 2010 al desarrollar una estrategia que unificó los mensajes corporativos bajo el concepto “Ahora Somos Uno”.

La estrategia permitió que los canales y herramientas internas se actualizaran (cabezotes correos corporativos, aplicativos de bienestar, creación imagen Política de Movilidad Interna, boletín Redes y carteleras.

Se desarrollaron y socializaron cinco campañas internas como: Día Solidario, Código Ético, Tu Regalo una Sonrisa, Hacerlo Natural es Hacerlo Mejor y SAP. En el portal Nuestra Energía se publicaron entrevistas de los directivos de la Empresa, así como informaciones de interés sobre el negocio.

La creación de la sección “Quiénes Somos y Qué Hacemos” dio a conocer al público interno como estaban conformadas las unidades de negocio de la Compañía, quiénes las integraban, soportes que brindaban a otras áreas y valores que compartían como equipo de trabajo.

3.10.2 VII Seminario para periodistas

Con la presencia de 150 periodistas de la Región Caribe, se llevó a cabo el VII Seminario para Periodistas y la premiación de la II Versión del Concurso de Periodismo Eficiencia Energética “Viviendas Seguras” en la ciudad de Cartagena,

con el objetivo fortalecer las relaciones con los periodistas y buscar la reflexión y promover los hábitos frente al uso sostenible, racional y seguro de la energía, para que clientes, comunidad, empresas, instituciones y gobiernos.

El jurado estuvo conformado por Ramón Jimeno, consultor de comunicaciones y Ricardo Rodríguez, Director de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME y se premiaron trabajos en las categorías Prensa Escrita, Televisión, Radio y Medios Digitales.

Los ganadores fueron: en la categoría de Prensa Leonardo Herrera Delghams, del periódico El Tiempo con el trabajo “Coronas para sacar el calor”, en la modalidad de Televisión, Yesica Torres Pérez, del Canal Montería con el trabajo “Utilización inadecuada de las redes e instalaciones eléctricas del barrio Villa de los Alpes”; en Radio el informe “Ester, protagonista de una transformación energética”, de Elinda Brugés González de Radio Panzenú y Medios Digitales el equipo de El Heraldo.com con el trabajo “Hogares Eficientes”, realizado por Elkin Sánchez Cuadro, Karen De la Hoz, Fabián Cárdenas, Jhonatan Miranda, Jesús Sanín, Cristian Verbel y José Rolong.

De otra parte, durante el año 2010 se logró la publicación de 1.743 noticias positivas en los principales medios de comunicación de la Región Caribe y el país, con un promedio mensual de 145 impactos. Los temas publicados se refirieron a inversiones ejecutadas por la compañía para la mejora del servicio en los cascos urbanos y las zonas rurales. Como hecho relevante se dieron a conocer noticias sobre los alcances logrados por Electricaribe en el tema de la Responsabilidad Corporativa y el compromiso de la empresa con el entorno.

3.10.3 Marketing corporativo

Desde el ámbito de Marketing Corporativo, en la pasada vigencia se lograron firmar acuerdos de corresponsabilidad social con RCN y Caracol Radio

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para masificar el mensaje del uso seguro de la energía, contenido en la campaña “Sé precavido, usa la energía como es debido”.

De esta manera se transmitieron las recomendaciones de prevención de accidentes por electrocución en emisoras propias y asociadas a estas cadenas, en los siete departamentos de la Región Caribe, al igual que en otros medios regionales y locales.

Adicionalmente, se desarrolló un importante trabajo de gestión de marca. Electricaribe estuvo presente en diferentes eventos y escenarios, haciendo presencia en todas las capitales del norte de Colombia, donde se apoyaron diferentes manifestaciones artísticas, culturales y académicas que contribuyeron con el posicionamiento de la organización.

3.10.4 Un modelo de gestión socialmente responsable

Electricaribe, además del cumplimiento de sus objetivos económicos y de servicio, ha concebido beneficios que le apuesten al equilibrio de las relaciones entre la compañía y sus grupos de interés.

Es así como a través del área de Responsabilidad Corporativa y la Fundación Electricaribe Social, la empresa desarrolló diversas actividades y proyectos mediante las líneas de intervención: educación, cultura viva, uso eficiente/sostenibilidad ambiental, cadena de valor, seguridad y solidaridad/voluntariado.

En la línea de educación, el programa Red de Liderazgo desarrolló el potencial de liderazgo social de 96 jóvenes y 24 docentes de Instituciones Educativas públicas en Barranquilla y Cartagena a través de un entrenamiento integral, 696 estudiantes de las poblaciones de Barranquilla, Malambo, Montería y Valledupar fueron beneficiados con kits escolares del programa Morrales de Ilusiones y 5.756 estudiantes de Barranquilla y Malambo (Atlántico), Valledupar (Cesar), Montería (Córdoba) fueron beneficiados por el programa Conéctate a la Lectura que fomenta la mejora de los hábitos de lectura, en la población infantil y juvenil de escuelas públicas de la Costa Caribe.

A través de la línea cultura viva, la compañía fomentó las tradiciones y manifestaciones culturales de la Región Caribe, y facilitó el acceso a escenarios culturales de poblaciones menos favorecidas. Dan fe de ello las 5.000 personas entre niños, jóvenes, adultos y adultos mayores que asistieron de manera gratuita al Museo de Caribe y las más de 60.000 personas beneficiadas gracias al apoyo de la compañía a las manifestaciones culturales más importantes de la costa: Festival Francisco El Hombre, Fiestas del 20 de Enero, Carnaval de Barranquilla, Feria de la Ganadería, Fiestas del Mar, Festival Vallenato, entre otros.

De la misma manera, en el marco de la 50 Versión del Festival Internacional de Cine de Cartagena, Electricaribe se vinculó como patrocinador de la mano de la Fundación Cinemateca del Caribe del Evento Cine Bajo Las Estrellas. Se realizaron 5 funciones al aire libre y totalmente gratis, para residentes de 5 barrios carenciados de la ciudad, beneficiando a 1.170 personas.

Con la línea uso eficiente/sostenibilidad ambiental la empresa contribuyó con el desarrollo sostenible y el uso eficiente y seguro de la energía, continuó en 2010 con el mantenimiento del Parque de la Electrificadora en Barranquilla y con la recuperación del Parque Pozo de Majagual en Sincelejo.

Adicionalmente, desarrolló el proyecto medioambiental PRAES –Guías de la energía en Barranquilla para la creación de proyectos ambientales basados en el uso eficiente y seguro de la energía en las escuelas, el cual formó a 29 estudiantes que desarrollaron 3 proyectos ambientales en las instituciones participantes que aportan a la solución de problemáticas ambientales de su entorno.

Con respecto al fortalecimiento de la cadena de valor, se destaca el programa Reiniciar a través del cual se formaron 28 nuevos electricistas en Sincelejo, que se suman los 128 beneficiarios de todas las promociones en Barranquilla, Cartagena, Santa Marta, Montería, Valledupar y Riohacha.

En la línea seguridad, adicional a las acciones desarrolladas por la empresa para asegurarla en la operación, se llevaron a cabo los programas

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Energía al Parque, actividad recreativa y lúdica, en la que 2.000 niños y niñas de Santa Marta, Malambo y Riohacha aprendieron sobre el valioso recurso de la energía y Viviendas Seguras, a través del cual adecuó las instalaciones eléctricas internas acorde al RETIE de 50 hogares del Barrio Por Fin en Barranquilla.

Finalmente, dentro de la línea solidaridad/voluntariado, Electricaribe continuó fortaleciendo Día Solidario, entregando 11 nuevas becas a jóvenes de escasos recursos de la Costa Caribe, aumentando el número de beneficiarios a 220.

De igual forma se fomentó el voluntariado interno mediante la ejecución de la actividad “Tu regalo, una sonrisa” en la cual 273 niños de las comunidades de escasos recursos económicos en las zonas de influencia de la empresa fueron apadrinados por un grupo de colaboradores quienes los dotaron de una muda de ropa

completa y un juguete como regalo de navidad y se desarrolló el proyecto piloto Formación en Voluntariado Empresarial para la conformación de una fuerza de voluntariado al interior de la organización, capaz de responder a las demandas sociales de la Región Caribe Colombia, aunado a la filosofía institucional y alrededor de una visión compartida: La Corresponsabilidad Social.

Y en acciones solidarias se brindó apoyo a poblaciones afectadas por las inundaciones ocasionadas por el invierno en Sucre-Sucre, Magangue, Talaihua, Santa Marta, Santo Tomás, Uribia, Valledupar y Cartagena, y se entregaron aportes Programa Semilleros Folclóricos de la Alcaldía de Montería, al proyecto Biblioteca Popular la Paz Barrio la Paz en Barranquilla, a la causa de Fútbol con Corazón para la dotación de Ludotecas y a la causa de una vivienda digna para Esthercita Forero.

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Acorde con la política de integración definida para las empresas en Colombia y conforme al reto de extender las mejores prácticas de cada negocio en la compañía, durante el 2009 se avanzó en la implementación de herramientas tecnológicas para la gestión de la función de asesoría de la unidad, que junto con la herramienta existente para la gestión de litigios, permitirán optimizar la operativa de los servicios jurídicos de la compañía.

Dentro de los objetivos del 2010 se destaca la gestión adelantada contra conductas irregulares de otros comercializadores en el mercado de comercialización atendido por Electricaribe que a mas de lograr decisiones judiciales relevantes impulsaron algunos ajustes regulatorios en el esquema de comercialización frente al riesgo de incumplimiento de obligaciones tales como el pago de los cargos por uso de los sistemas de distribución Local y Transmisión Regional, y la revisión de las causales de retiro del mercado de agentes por incumplimiento, entre otros. En ese orden de ideas, resaltamos la condena arbitral impuesta contra el comercializador embebido en nuestro mercado, del orden de $16.000M debido a 1580 eventos de incumplimientos técnicos y contractuales en su operación y la orden de terminación del contrato de distribución vigente.

En el frente de acciones para contrarrestar o prevenir riesgos sobre la gestión operativa de la empresa en el 2010 incrementamos las acciones para la recuperación y despeje de áreas y distancia de seguridad de líneas debido a construcciones irregulares así mismo como decisiones judiciales favorables frente a acciones promovidas contra la empresa para la reubicación

de líneas eléctricas y por la facturación conjunta del impuesto de alumbrado público. No obstante, registramos incremento de acciones judiciales por este último concepto.

En el marco de acciones judiciales contra el fraude eléctrico en el 2010 se continuaron las acciones por los delitos de defraudación de fluidos eléctricos, importantes condenas judiciales por este delito y el reconocimiento del delito de concierto para delinquir en los casos de bandas criminales organizadas dedicadas a la defraudación de fluidos. Así mismo apoyamos la gestión ante autoridades de policía y fiscalía frente a delitos contra la infraestructura eléctrica. Frente a nuevos riesgos de sensibilidad para la operación de la empresa registramos la iniciación de trámites de “Adquisición de Inmuebles por enajenación Voluntaria y Expropiación Judicial” de activos no eléctricos de la compañía, con ocasión de proyectos viales del orden nacional, que involucran activos eléctricos construidos en estos. Sin perjuicio de hacernos parte en tales trámites, se adelantan acciones gremiales promoviendo la necesidad que la planeación de tales proyectos contemplen la infraestructura eléctrica existente con el fin de minimizar su impacto.

Los indicadores generales de la nuestra gestión en el 2010 en materia de litigios que involucran a la empresa fue del 89% de favorabilidad para la sociedad respecto de procesos terminados.

Hemos cumplido con el reporte de contingencias judiciales para efectos de la actualización de provisiones frente a riesgos judiciales.

3.11 Plan de los Servicios Jurídicos

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Estamos comprometidos con la eficiencia, calidad, seguridad y rentabilidad.

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< Informe Energía Empresarial de la Costa S.A. ESP

4. Informe Energía Empresarial de la Costa S.A. ESP >4.1 Naturaleza jurídica 89

4.2 Junta directiva 89

4.3 Datos significativos 89

4.4 Informe del Director General 90

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4.1 Naturaleza jurídica

4.2 Junta Directiva

4.3 Datos Significativos

A través de Energía Empresarial de la Costa S.A., ESP, empresa especializada en el suministro de soluciones energéticas para el sector industrial, damos atención a los clientes del mercado no regulado de los 7 departamentos de la costa colombiana. Esta comercializadora cuenta con el respaldo, conocimiento y compromiso que requiere

la industria regional y con una visión diferente: ser su representante ante el sector generador del país y la aliada para incrementar su productividad. Su principal accionista es Electricaribe S.A. ESP, con una participación accionaria del 99,99%.

Benjamín Payares OrtizVacante por renuncia de Luis

Freyder Posso Britica

Carlos Alfonso Franco Delgado Paulina LLerena De La Hoz

Juan Manuel Otoya Rojas

Principal Suplentes no Personales

Datos económicos Unidad 2010 2009 2008 2007 2006 2005 V ar 10/09Ingresos operacionales Mill. de $ 423.805 337.830 304.772 245.972 217.676 19.487 25,4%Utilidad (pérdidas) bruta Mill. de $ 9.863 6.714 -9.913 3.390 2.806 -1.196 46,9%Utilidad (P érdida) neta del ejercicio Mill. de $ 6.269 4.208 -12.887 365 -638 -1.402 49,0%P atrimonio Mill. de $ 10.635 4.366 -12.342 545 -420 -1.382 143,6%Monto de activos Mill. de $ 73.449 51.546 52.621 49.436 56.690 45.170 42,5%Monto de pas ivos Mill. de $ 62.814 47.180 64.963 48.891 57.110 46.552 33,1%C alidad de S ervicio% R ecaudo % 100% 102% 100% 101% 99% -1,4%P uesta al cobro Mill. de $ 467.913 375.770 315.962 283.911 238.897 24,5%R ecaudo Mill. de $ 469.422 382.479 317.388 287.622 236.637 22,7%C lientes y recursos humanosC lientes existentes a 31 dic. Número 944 766 661 587 590 510 23,2%E mpleados Número 11 11 11 11 10 10 0,0%C lientes por empleado cliente/empleado 86 70 60 53 59 51 23,2%

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4.4 Informe del Director General

El año 2010 significo un año de compromisos y retos creando valor a nuestros clientes a través de la Fidelización, desarrollando y manteniendo relaciones comerciales estables y continuadas entre el cliente y la empresa, convirtiéndose en actividades necesarias para mantener la participación de mercado y proyectar su crecimiento en el futuro.

Energía Empresarial al cierre del año 2010 alcanzó ventas de 170GWh-mes en 944 clientes y empieza el año 2011 con 186,6 GWH-mes con n total de 974 clientes.

Con relación al recaudo las metas del 2-12 y 6-60 se cumplieron logrando resultado importantes en el desempeño de los indicadores, para el primer indicador la meta es 0,20% contra un real del 0,06% y el segundo del 0,08% cerramos en 0,07%.

El posicionamiento y penetración en el mercado es y seguirá siendo uno de los pilares fuertes a través del cual seguimos liderando nuestra fuerte participación en el mercado tanto en la costa como a nivel nacional, donde hoy tenemos el cuarto lugar como empresa comercializadora al mercado de energía mayorista al segmente no regulado, logrando tener hoy una participación del 12% y en la costa 75%, mostrando con esto gran firmeza ante nuestros clientes que somos su aliado estratégico.

Mercado de la Costa.

Mercado Nacional.

Lo cual nos lleva tener un mercado conformado de la siguiente manera :

La rotación de cartera en el año 2009 fue de 4.58 días y en el año 2010 de 3.65 donde se refleja un disminución en 0.93 días observándose un incremento en el nivel de pago destacándose la gestión permanente del equipo de ventas.

Energía Empresarial logra una solución altamente efectiva en la recuperación de cartera vencida a través de la gestión de cartera comercial, el suministro de un servicio al cliente de primera línea y las mejores prácticas administrativas.

En la renegociación de contratos se logró el cierre de 65.40 GWH a un precio promedio de 125,5 $kWh,

Este precio regirá a partir del año 2011 con un volumen de energía equivalente a 186,6 GWH

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mostrando con esto un aumento importante en el precio promedio de G+C para los próximos años.

Durante el año 2010 se logró la reconquista de un grupo de clientes importantes para la compañía como son Pizano, Procaps, Rimco, Unibol entre otros. Como resultado de esta gestión se incorporaron a nuestra compañía 36,6 GWH-mes.Fidelizar nuestro gran compromiso como apoyo a la gestión empresarial.

Fortalecemos la formación de nuestros clientes con seminarios focalizados.

Se llevaron a cabo 13 seminarios a los cuales asistieron más de 600 personas en temas de

Mantenimiento eléctrico preventivo, calidad de la potencia, Protección de equipos y Sistemas eléctricos y Seguridad Industrial – eficiencia energética.

Con la realización de estos seminario los asistentes como jefes de mantenimiento , jefes de planta, jefes de producción, adquirieron y reforzaron los conceptos que les permitirá evaluar los riesgos potenciales a los que están expuestas las instalaciones bajo su control, a su vez tomar decisiones que minimizan los riesgos con las medidas pertinentes.

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Promoviendo la fidelización de nuestros clientes

Energía Empresarial continúa promoviendo las charlas de asesorías de ahorro energético demostrando las diversas maneras de ahorrar

energía eléctrica en el hogar y en el trabajo a través de guías prácticas y tips de ahorros.

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Con los desayunos empresariales hemos logrado un acercamiento muy importante con los gerentes y presidentes de compañías logrando con esto una mayor aceptación de nuestra gestión ante el mercado.

Multiservicios

Durante el 2010, ENERGIA EMPRESARIAL continuó prestando un servicio integral a los clientes con el respaldo de su experiencia y conocimiento.

Las ventas de Multiservicios en el año 2009 fueron $ 2.436 millones y en 2010 se lograron ventas por $ 2,599 millones superando el año anterior.

Asesorías energéticas

Energía Empresarial dentro del marco de fidelización brinda a sus clientes asesorías energéticas dando alternativas y directrices que les permitan ser más competitivos y estratégicos y obtener eficiencia energética, manteniendo los mismos servicios energéticos, la calidad de sus

gestiones, a través de la ejecución de diversas medidas e inversiones a nivel tecnológico, cultural y aquellos relacionados con su actividad. Se llevaron a cabo 135 asesorías a los sectores oficiales, industriales y comerciales de toda la costa caribe en temas como:

• Mejoras al sistema interno de distribución y utilización de la energía eléctrica.

• Posibles ampliaciones de su capacidad contratada.

• Mejoramiento de sus sistemas de puesta a tierra.

• Mejoramiento de sus sistemas de media de la energía eléctrica.

• Temas relativos a la calidad de la potencia eléctrica (fenómenos transitorios, fluctuaciones de tensión, armónicos, sags y swells y flickers).

• Temas relativos al uso eficiente de sus recursos energéticos.

• Temas relativos a su facturación de energía eléctrica (consumo de reactivos, liquidación de anomalías, desviación de consumos).

• Disminución del consumo de energía reactiva.

Acercamiento empresarial

Acercamiento empresarialNos hemos acercado mas a nuestros clientes para conocer mas a fondo sus organizaciones y procesos logrando con esto identificar sus debilidades energéticas ofreciéndoles soluciones focalizadas que lleven a una mejora en el servicio de energía.

Energía Empresarial tiene como objetivo incrementar la satisfacción del cliente

implementando estrategias efectivas que permitan cubrir las necesidades con el fin de lograr lealtad y permanencia en el largo plazo de nuestra relación comercial.

Benjamín Payares OrtizDirector General

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< Informe Energía Social de la Costa S.A. ESP

5.1 Naturaleza jurídica 95




5.5 Responsabilidades 97

5. Informe Energía Social de la Costa S.A. ESP >

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5.2 Junta Directiva

5.3 Datos significativos

El mercado gestionado por Energía Social de la Costa S.A., ESP está conformado por más de 1.650 barrios, en los que habitan 400 mil familias de estrato 1, que conviven diariamente con una infraestructura antitécnica que, en la mayoría de los casos, fue instalada por la misma comunidad y que constituye un riesgo permanente para la vida y la propiedad. Su principal accionista es Electricaribe S.A. ESP, con una participación accionaria del 99,99%.

Gracias a su modelo de gestión, novedoso y centrado en la concertación con las comunidades, ENERGÍA SOCIAL DE LA COSTA ha logrado proximidad al cliente a través de la comunicación y la acción social y se ha posicionado en diferentes escenarios internacionales como una empresa que integra la responsabilidad social como parte de su estrategia de negocio.

Gerente y Representante Legal Miguel Ángel Santesteban Vives

Representante Legal Suplente Vacante por renuncia de Luis Freyder Posso Buriticá

Benjamín Payares Ortiz

Vacante por renuncia de Luis Freyder Posso BriticaCarlos Alfonso Franco Delgado

Paulina LLerena De La Hoz

José Rodrigo Dajud Durán


Principal Suplentes Personales

(*) Incluye el número de familias atendidas

Datos económicos Unidad 2010 2009 2008 2007 2006 2005 Var 10/09Ingresos operacionales Mill. de $ 139.599 144.251 113.679 93.063 82.102 66.938 -3,2%Utilidad (pérdidas) bruta Mill. de $ 31.960 24.922 19.378 12.948 -9.293 2.667 28,2%P érdida neta del ejercicio Mill. de $ -16.387 -6.624 -4.752 -10.271 -10.961 -11.074 147,4%P atrimonio Mill. de $ -13.956 -4.569 -4.145 -9.622 -10.238 -10.777 205,5%Monto de activos Mill. de $ 80.434 64.415 48.320 22.042 27.634 36.486 24,9%Monto de pas ivos Mill. de $ 94.390 68.984 52.465 31.664 37.871 47.263 36,8%C alidad de S ervicio% R ecaudo % 50,3% 51% 60% 61% 59% 58% -2,0%P uesta al cobro Mill. de $ 63.597 58.855 49.015 44.105 40.727 33.008 8,1%R ecaudo Mill. de $ 32.011 30.234 29.520 26.788 23.900 19.091 5,9%C lientes y recursos humanosC lientes existentes a 31 dic. (*) Número 185.441 192.718 189.231 173.832 171.697 167.475 -3,8%E mpleados Número 20 22 24 23 21 21 -9,1%C lientes por empleado cliente/empleado 9.272 8.760 7.885 7.558 8.176 7.975 5,8%

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5.4 Informe del director general

Enfrentando un año adverso

El panorama para Energía Social durante el primer semestre de 2010 se vio enmarcado por el alto costo del componente tarifario G, debido a la sequía provocada por el denominado fenómeno de la Niña que azotó al país. Cabe recordar que Energía Social no tenía, hasta ese momento, suscritos contratos de compra con generador alguno, por lo cual fue gravemente afectada por el incremento de los aprovisionamientos y por el consecuente crecimiento del puesto al cobro a las comunidades, que no respondieron con su pago.

Por otra parte, los resultados operativos del segundo semestre se vieron afectados el fenómeno del Niño que afectó a la región, dejando vastas zonas inundadas durante los meses de octubre, noviembre y diciembre, cobrando cientos de vidas humanas y dejando a su paso miles de damnificados en lo que se consideró como la más fuerte ola invernal de la historia del país.

A pesar de esto, Energía Social desarrolló durante el 2010 el cambio del tradicional modelo de gestión comercial de recaudadores naturales y pymes, remunerados a través de comisiones sobre el efectivo recaudado, por Contratistas Integrales de Recaudo, con el objetivo de satisfacer la necesidad de contar con una operativa en terreno estable, de baja rotación, con una compensación adecuada y con controles, supervisión y direccionamiento orientados al logro. Asimismo, transferir el alto riesgo de siniestralidad inherente a la gestión en este tipo de comunidades, en las que la delincuencia y los problemas de orden público están a la orden del día, a través de la adquisición (por vez primera) de pólizas por parte del contratista y tener la posibilidad de castigar el incumplimiento contractual con la retención del pago por los servicios prestados.

Estos contratistas gestionan aproximadamente 99.000 grupos familia en Santa Marta, Soledad, Baranoa, Sabanalarga, Malambo, Luruaco y Galapa.

La labor de estos asociados permitió visualizar algunas fallas en los procesos desarrollados, tales como la inexistencia de rutas o itinerarios de reparto de facturas. Cada gestor reparte aplicando su metodología particular y su conocimiento empírico del mercado, quedándose muchas facturas sin entregar mes tras mes. Para dar solución a esto, se realizó un piloto en los barrios Nuevo Milenio y Villa Selene de Soledad (Atlántico), donde se georeferenció cada predio y se configuraron rutas de visita y reparto. De un promedio de 3 días de duración del reparto en cada uno de estos barrios, el tiempo se disminuyó a 4 horas promedio, repartiendo un 100% de facturas emitidas. Por tal motivo, la georeferenciación y enrutamiento constituye uno de los pilares de la planificación estratégica 2011.

Paralelamente, se diseñó, de manera conjunta con Sistemas de Información, un evolutivo de sistema FES y el módulo CERES, con el propósito de minimizar las anomalías que incidieron de manera negativa en los resultados operativos de 2010, tales como errores en los saldos de cartera de los usuarios y en el cálculo del valor a pagar, así como problemas en la aplicación de pagos vía CERES, que ralentizaron el avance en este sentido, con impacto directo en la imagen y credibilidad d e la compañía, percibido en años anteriores. Se finalizó durante el 2010 la etapa 1 de dicho evolutivo, con la estabilización de incidencias de software, el mejoramiento de su infraestructura técnica y optimización de soporte y el desarrollo y prueba de un nuevo módulo de CERES, que pasó de un protocolo wap a uno de ‘última milla’.

Cabe resaltar también que, durante el segundo semestre del año, se contrató a la firma PwC, que realizó un estudio sobre las estrategias desarrolladas en barrios económicamente vulnerables. El proyecto constó de 4 fases, 3 de las cuales se desarrollaron en el 2010: Diagnóstico de la situación actual, benchmarking y planteamiento de iniciativas, las cuales se enfocaron en: replanteamiento del modelo

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995.5 Responsabilidades

Responsabilidad con la Sociedad y Organizaciones Sociales

Concertación con la comunidad

La negociación de los periodos de continuidad del suministro, en función de las metas de recaudo, es una de las bases de la gestión de Energía Social. Ésta se hace en presencia de representantes de las alcaldías, Personerías, líderes, ONG’s y con diferentes colectivos de representación en las comunidades carenciadas. Durante el 2010, se realizaron reuniones de manera permanente en las comunidades, coordinadas por la operativa comercial de los distritos.

Reuniones de socialización.

Jornadas de capacitación y atención al cliente, en las cuales se hace pedagogía sobre aspectos relevantes de la prestación del servicio en barrio subnormales y se reciben de manera verbal o escrita las peticiones, quejas y reclamos de

comercial, cambios en la organización interna, implementación de tecnología y refuerzo de las relaciones con el regulador.

En cuanto a los indicadores de gestión, el total recuperado de lo facturado fue de un 79%, representado en $115.568 millones. Cabe resaltar la gestión realizada ante las alcaldías municipales por parte de Energía Social, que permitió la consecución de más de 50 certificaciones de subnormalidad eléctrica, lográndose incrementar el FOES obtenido en un promedio de $265 millones mes, que representan un incremento anual de más de $3.000 millones. De igual forma, el porcentaje de pérdidas móvil fue de 0,5% y se cumplió con la meta del indicador de morosidad 2-12, que cerró en un 51,31%. El indicador 6-60 cerró en 60,65%

Por otra parte, se realizaron 481 jornadas técnicas, que beneficiaron a 36.000 familias con

mejoramientos de los puntos más críticos de la infraestructura eléctrica, que es de propiedad de las comunidades.

El sano esparcimiento y recreación continuaron siendo epicentro de la acción social de la comercializadora. La escuela de béisbol menor Pequeñas Ligas Energía Social continuó con su labor, ahora de manera oficial en el marco del Circuito de Béisbol de las Pequeñas Ligas Colombia, beneficiando a 250 niños de Barranquilla y Cartagena. Uno de estos niños, fue convocado para formar parte de la selección Nacional, dadas sus calidades deportivas, constituyéndose en un orgullo para la empresa y el proyecto.

Miguel Ángel Santesteban VivesGerente

parte de la comunidad en general. En dichas socializaciones se establecen acuerdos de pago o de mejoramientos técnicos, entre otros, que permiten que el proceso avance. En el 2010 se realizaron 5.416 reuniones de socialización, con 115.200 asistentes.

Pequeñas ligas Energía Social.

Durante el 2010, continuaron las prácticas con más de 250 niños en las dos sedes de la Escuela de Béisbol menor Pequeñas Ligas Energía Social en Barranquilla y en la ubicada en el barrio Navidad y Puerto de Pescadores, catalogado como el de mayor peligrosidad del distrito de Cartagena.

Formación.

Se continuó con el denominado Ciclo de Capacitación de Energía Social, dirigido a

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los líderes comunitarios para dotarlos de herramientas cognoscitivas y documentales relevantes para el desarrollo de su gestión en pro de sus barrios. La temática desarrollada fue Organización y Participación Ciudadana y se contó con la presencia de aproximadamente 400 asistentes.

Responsabilidad con los clientes

Jornadas técnicas

Mejoramientos de los puntos más críticos de la infraestructura interna de los sectores subnormales. Iniciativa denominada Jornadas Técnicas, llegando a ejecutarse 481 en toda la Costa y beneficiando a 36.000 familias, a pesar de que esto no es responsabilidad de la empresa, dado que las redes son de propiedad de las comunidades.

Alianzas estratégicas con entes públicos

El problema de la subnormalidad eléctrica es de tipo social y del resorte de las entidades estatales; por ende, los entes territoriales y el Gobierno Nacional tienen una incidencia al igual que la empresa y la comunidad. Energía Social viene trabajando de la mano con las alcaldías, gobernaciones y organizaciones comunitarias en el establecimiento de convenios interinstitucionales para ejecutar mantenimientos preventivos y/o correctivos de alto nivel, supliendo los puntos más críticos de la infraestructura eléctrica, que es de propiedad de la comunidad.

Energía Social aporta supervisión y mano de obra. Las otras partes aportan la inversión en materiales. De esta manera se agilizan los procesos de mejora del servicio que, de otra forma, resultarían muy escasos.

En este sentido, se llevó a cabo un convenio entre la Alcaldía distrital de Cartagena, que aportó $446 millones en materiales y Energía Social, que participó con $100 millones en mano de obra, en cuyo marco se pretende beneficiar a 7.000 familias.

Responsabilidad con los empleados

Formación.

Fomentar el desarrollo profesional y humano de sus colaboradores es de vital importancia para Energía Social, dado que el empleado se enfrenta a un cliente informado y, por ende, debe estar al tanto de todos los avances en materia de regulación y estrategias comerciales que implemente la compañía.

Durante el 2009 se realizaron 7 jornadas, a través de las cuales fueron formados todos los colaboradores de Energía Social en los 8 distritos en temáticas relacionadas con el Negocio, tales como el marco regulatorio, atención al cliente, gestión de cobro, manejo y resolución de conflictos, entre otros. Estas jornadas se realizaron con el apoyo logístico de la Unidad de Organización y Recursos Humanos, a través de Desarrollo del Talento Humano.

Asimismo, se realizaron formaciones en auditoria y socialización, como herramientas de vital importancia para el desarrollo de la labor del equipo de la comercializadora.

Además, se desarrolló la estrategia denominada “El Gran Reto”, consistente en un concurso de conocimiento sobre el negocio de Energía Social, con el propósito de seleccionar el colaborador que más sabe sobre esta temática, el cual fue premiado.

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La mejora continua hace parte fundamental de nuestra operativa diaria

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< Informe Electricaribe Mipymes de Energía

6.1 Naturaleza jurídica 101




6. Informe Electricaribe Mipymes de Energía >

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6.2 Junta Directiva

6.3 Datos significativos

Mejorar la gestión comercial y la disminución de pérdidas eléctricas en las áreas rurales de menor desarrollo y zonas difícil gestión, que conforman las Zonas Especiales, es la razón de ser de Electricaribe Mipymes de Energía. Su principal accionista es Electricaribe S.A. ESP, con una participación accionaria del 99,99%.

La empresa tiene un mercado compuesto por 146.607 clientes de estratos 1 y 2 y maneja 49Gwh

mes y ha generado desde su creación más 1.000 empleos en las comunidades a través de las Mipymes y capacitación de más de 1.000 personas para su conformación. Además de un mayor compromiso de la comunidad, evidenciado en las mejoras en los indicadores con un incremento en el recaudo y una disminución en las pérdidas, mejora en la calidad y en la prestación del servicio con periodos de interrupción menores y mayor conciencia del uso seguro y eficaz de la energía por parte de la comunidad.

Benjamín Payares Ortiz Vacante

Carlos Alfonso Franco Delgado Paulina LLerena De La Hoz


Principal Suplentes no Personales

Datos económicos Unidad 2010 2009 2008 2007 2006 Var 10/09Ingresos operacionales Mill. de $ 153.170 147.260 115.390 110.120 23.806 4,0%Utilidad (pérdidas) bruta Mill. de $ -23.017 -21.725 -8.777 -15.616 -1.289 5,9%P érdida neta del ejercicio Mill. de $ -23.602 -41.721 -20.066 -16.823 -1.517 -43,4%P atrimonio Mill. de $ -21.176 -40.574 -20.053 -16.796 -1.418 -47,8%Monto de activos Mill. de $ 2.545 96.898 46.778 25.567 24.916 -97,4%Monto de pas ivos Mill. de $ 23.721 137.472 66.831 42.363 26.334 -82,7%C alidad de S ervicio% R ecaudo % 73,6% 78,5% 79,2% 71,1% 53,5% -6,3%P uesta al cobro Mill. de $ 106.637 89.337 77.113 82.682 13.664 19,4%R ecaudo Mill. de $ 78.523 70.170 61.095 58.806 7.306 11,9%C lientes y recursos humanosC lientes existentes a 31 dic. Número 170.624 161.333 131.440 85.615 -100,0%

Nota: Para los años 2006 y 2007 se presentan las cifras agregadas de ELECTRICARIBE MIPYME y ELECTROCOSTA MIPYME

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6.4 Informe del Director General

Desde comienzos del año 2008 hasta el mes de diciembre del año 2010, Electricaribe Mipymes seEnergía, fue la empresa comercializadora de energía eléctrica representativa de las Zonas Especiales, encargada de la gestión comercial y la disminución de las pérdidas eléctricas en dicho mercado, de conformidad con lo establecido en los dos planes nacionales de desarrollo de inmediatos, que consagraron la prestación de un servicio diferencial para estas zonas.

El mercado de Electricaribe Mipymes de Energía, compuesto básicamente por 174.073 clientes, en su gran mayoría pertenecientes a los estratos 1 y 2; con ventas que ascendieron los 485 GW anuales; estuvo expuesta desde sus inicios a la compra de energía en bolsa, debido a que a lo largo de su vida jurídica, en los procesos de convocatoria para la compra de energía, se presentaban muy pocas ofertas y altos precios, en razón al mercado atendido y a su débil situación financiera, trayendo como consecuencia que las tarifas finales a aplicar a los clientes fueran superiores al promedio del mercado.

Durante el año 2010, su facturación ascendió a los $106.000 millones y los recaudos estuvieron del

orden de $78.000 millones, bajando cinco puntos porcentuales con respecto al año inmediatamente anterior, dejándose de cobrar un acumulado año de $28.114 millones; y con unos indicadores de morosidad en el ratio 2-12 de 36,2% y 6-60 en 29%.

Lo anterior, muy a pesar de la gestión comercial que se hizo en este mercado con la presencia de la operativa móvil, del pago de los entes territoriales y al aporte del FOES (Fondo de Energía Social), se mantuvo reflejado el problema estructural originado por las condiciones sociales del mercado.

La problemática descrita, conllevó a que se tomara la decisión de liquidar a la empresa ElectricaribeMipymes de Energía S.A. E.S.P., con el fin de mitigar los riesgos a los clientes comercializados, quienes a partir, del 21 de Diciembre del 2010, fecha de liquidación de la Compañía, pasaron a ser atendidos por Electricaribe S.A. E.S.P.; previo lleno de todos los requisitos legales; eliminándose los diferenciales de tarifa existentes entre los usuarios de MIPYMES y Electricaribe, mercados adyacentes, situación que generaba una problemática desde el punto de vista social y político.

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informe de gestion

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