informes comerciales chec 2015 comerciales.pdf · iniciar con la representación el 1 de enero de...

INFORMES COMERCIALES CHEC

2015

Alumbrado navideño. Foto: Rowell

CONTENIDO

Informe Comercial del Generador• Seguimiento a la gestión en CHEC• Grupos de interés impactados• Gestión 2015 o Firma contrato Representación Comercial o Gestión Combustible Termodorada o Cargoporconfiabilidad o Venta de energía a largo plazo o Resultado Comercial

Informe Comercial del Distribuidor• Seguimiento a la gestión en CHEC• Grupos de interés impactados• Gestión 2015 o Procesos organizacionales que soportan la

gestión o Remuneración de la actividad o Contratos de Conexión o Gestión de la remuneración o Ingresos cargos por uso y conexión

Informe Comercial del Comercializador Chec• Grupos de interés impactados• Gestión 2015 o Procesos organizacionales que soportan la

gestión o Compras de energía y demás costos de

operación comercial o Costos de prestación del servicio Tarifa SubsidiosyContribuciones o Ventas de energía Ingresosporventasdeenergíaal

costo unitario de prestación del servicio Ingresosporventadeenergíaatarifa:• Evolución de la regulación

Sede Central CHEC Estacion Uribe

CHEC S.A. E.S.P. Informe de Sostenibilidad 2015

3

La gestión comercial del generador de CHEC aporta al propósito estratégico con el cumplimiento de los resultados esperados, aportando a territorios sostenibles participando en convocatorias del mercado con precios competitivos en la venta de energía a comercializadores.

En diciembre de 2014, se firma entre CHECGenerador y la Gerencia de MEM de EPM el contrato de representación comercial. Mediante este contrato a partir del 1 de enero de 2015, EPM representa las plantas de generación de CHEC ante el Mercado de Energía Mayorista, se encarga de la comercialización y la estrategia de la energía tanto en el corto como en el largo plazo (compras y ventas en bolsa, y ventas en contratos LP respectivamente), compras y ventas de Energía de Respaldo del CargoporConfiabilidad,contratosdecombustible(combustible líquido y gas natural), representación

de las plantas CHEC ante los gremios y entes gubernamentales, etc.Para iniciar con la representación comercial, se realizaronlassiguientesactividades:

• Cesióndelasfronterasdegeneración• Cesión de los contratos de ventas de energía en

el Largo Plazo• Cesión de las asignaciones del Cargo por

Confiabilidad• Cesión del contrato de combustible líquido

Este informe debe contener informacióndel desempeño comercial del negocio del comercializador, siendo este el responsable de la compra y venta de electricidad con destino al mercado mayorista y a los usuarios finales,los cuales se dividen en clientes regulados y no regulados.

INFORME COMERCIAL DEL GENERADOR

INFORME COMERCIAL DEL GENERADOR La gestión comercial del generador de CHEC aporta al propósito estratégico con el cumplimiento de los resultados esperados, aportando a territorios sostenibles participando en convocatorias del mercado con precios competitivos en la venta de energía a comercializadores. En diciembre de 2014, se firma entre CHEC Generador y la Gerencia de MEM de EPM el contrato de representación comercial. Mediante este contrato a partir del 1 de enero de 2015, EPM representa las plantas de generación de CHEC ante el Mercado de Energía Mayorista, se encarga de la comercialización y la estrategia de la energía tanto en el corto como en el largo plazo (compras y ventas en bolsa, y ventas en contratos LP respectivamente), compras y ventas de Energía de Respaldo del Cargo por Confiabilidad, contratos de combustible (combustible líquido y gas natural), representación de las plantas CHEC ante los gremios y entes gubernamentales, etc. Para iniciar con la representación comercial, se realizaron las siguientes actividades:

Cesión de las fronteras de generación Cesión de los contratos de ventas de energía en el Largo Plazo Cesión de las asignaciones del Cargo por Confiabilidad Cesión del contrato de combustible líquido

Este informe debe contener información del desempeño comercial del negocio del comercializador, siendo este el responsable de la compra y venta de electricidad con destino al mercado mayorista y a los usuarios finales, los cuales se dividen en clientes regulados y no regulados.

SEGUIMIENTO A LA GESTIÓN EN CHEC

METAS-RETOS ESTABLECIDOS EN 2014 PARA 2015 LOGROS 2015

Firmar el Contrato de Representación Comercial entre CHEC y EPM.

Inicio el 1 de enero de 2015 de la representación comercial por parte de EPM.

METAS-RETOS 2016

Continuar con la ejecución del contrato de representación comercial.

GRUPOS DE INTERÉS IMPACTADOS:

Seguimiento a la Gestión en Chec

GRUPOS DE INTERÉS IMPACTADOS:

Dueños, Clientes y Usuarios

Dueños, Clientes y Usuarios

Mecanismos de relacionamiento

Mecanismos de relacionamiento Periodicidad

Número de mecanismos implementados durante el año2012 2013 2014 2015

Informe de Junta mensual 12 12 12 12

GESTIÓN 2015

Firma contrato Representación Comercial

El objetivo es establecer las condiciones administrativas, comerciales, financieras, operativas y jurídicas bajo las cuales CHEC encarga a EPM la representación comercial de las plantas de generación de energía eléctrica ante el MEM. Con la firma del contrato de representación comercial, CHEC queda encargado únicamente de la operación y el mantenimiento de todas las plantas de generación de energía. Las demás acciones quedaron en cabeza de EPM. Se destaca el hecho de haber obtenido la aprobación de los diferentes entes para iniciar con la representación el 1 de enero de 2015. Desde el punto de vista de la Operación Comercial del Generador con la firma del contrato de representación comercial, se buscó minimizar los riesgos comerciales que podrían presentarse en situaciones de baja hidrología y en general con el comportamiento del Mercado de Energía Mayorista. Unos de los costos más significativos es la disminución en el valor de las compras en bolsa, al estar en una canasta de grupo este valor en específico es diluido por todas las generadoras del grupo. Las menores compras de energía en Bolsa fueron de 58,64 GWh que valoradas en su precio medio dan un menor costo de COP 27 804,16 millones.

G4-EC2 Desde el mes de septiembre de 2015 se evidenció la presencia fuerte del Fenómeno de “El Niño”, este fenómeno ocasionó que la disponibilidad hídrica disminuyera para las cuencas de influencia de las plantas CHEC. Con esta disminución en la disponibilidad hidrológica, se preveía que las plantas hidráulicas CHEC tuvieran una reducción importante en la generación de energía y por ende se vieran afectadas las ventas de energía en contratos y ventas de energía en bolsa (disminución), y las compras en bolsa (aumento). Con la firma del contrato de representación comercial se logró una disminución en las compras en bolsa, se pasó de tener unas compras presupuestadas de 174.27 GWh a unas compras reales de 115.63 GWh.


4

GESTIÓN 2015

Firma contrato Representación Comercial

El objetivo es establecer las condiciones administrativas, comerciales, financieras,operativas y jurídicas bajo las cuales CHEC encarga a EPM la representación comercial de las plantas de generación de energía eléctrica ante el MEM.

Con la firma del contrato de representacióncomercial, CHEC queda encargado únicamente de la operación y el mantenimiento de todas las plantas de generación de energía. Las demás acciones quedaron en cabeza de EPM.

Se destaca el hecho de haber obtenido la aprobacióndelosdiferentesentesparainiciarconla representación el 1 de enero de 2015.

Desde el punto de vista de la Operación Comercial del Generador con la firma del contrato derepresentación comercial, se buscó minimizar los riesgos comerciales que podrían presentarse en situaciones de baja hidrología y en general con el comportamiento del Mercado de Energía Mayorista.

Unos de los costos más significativos es ladisminución en el valor de las compras en bolsa, al estar en una canasta de grupo este valor en específico es diluido por todas las generadorasdel grupo. Las menores compras de energía en Bolsa fueron de 58,64 GWh que valoradas en supreciomediodanunmenorcostodeCOP27804,16millones.

G4-EC2

Desde el mes de septiembre de 2015 se evidenció lapresenciafuertedelFenómenode“ElNiño”,estefenómeno ocasionó que la disponibilidad hídricadisminuyerapara lascuencasde influenciade lasplantas CHEC.

Con esta disminución en la disponibilidad hidrológica, se preveía que las plantas hidráulicas CHEC tuvieran una reducción importante en la generación de energía y por ende se vieran afectadas las ventas de energía en contratos yventas de energía en bolsa (disminución), y las compras en bolsa (aumento).

Con la firma del contrato de representacióncomercial se logró una disminución en las compras en bolsa, se pasó de tener unas compras presupuestadas de 174,27 GWh a unas comprasrealesde115,63GWh.

Gestión Combustible Termodorada

Dadas las condiciones climáticas que se presentaron en los últimos meses del año 2015 por la presencia delFenómenode“ElNiño”,laplantaTermodoradafue llamada a generar por el Centro Nacional deDespacho desde el 22 de Septiembre y cubrir así el déficit de generación hidráulica que se estabapresentando en el país.

Para lograr cumplir con el compromiso de generación continua, la planta Termodorada cuenta con un contrato en Firme de combustible líquido (Diesel y/o Jet A-1) con el Distribuidor Mayorista Biomax y los contratos de gas natural interrumpibles directamente con la VP Gas de EPM. Con estos tres combustibles durante los últimos 4 mesesdel2015,logrógenerar60,45GWh.

La operación de la planta Termodorada con varios combustibles se ha gestionado desde la puesta en marcha del sistema de almacenamiento de combustible líquido en septiembre de 2011. Ya con la puesta en marcha de este sistema, se procedió con laauditoriadeCapacidadEfectivaNetayConsumoTérmicoEspecíficodeJetA-1ennoviembrede2011y de Diesel en febrero de 2012, posteriormentese obtuvo la autorización por Parte de Consejo NacionaldeOperaciónparalaoperaciónoficialconestos combustibles líquidos autorización que se mantiene vigente.


5

Con los contratos de combustibles y la variedad de combustibles para la generación, se ha asegurado para la planta un suministro y transporte continuo para la generación que ha requerido el sistema.

Cargo por confiabilidad

Con la cesión de las Obligaciones de Energía Firme de CHEC Generador a EPM Generador, todas las gestiones que deben realizarse para conservar,

mantener y tener nuevas asignaciones de OEF están en cabeza de EPM desde el 1 de enero de 2015.

Durante los últimos 4 meses del año 2015, se activaron todos los mecanismos previstos en la regulación vigente concernientes al Cargo por Confiabilidad, loscuales incluyen lasdesviacionestanto positivas como negativas a las Obligaciones de Energía en Firme, los contratos de respaldo, la generación con el combustible que respalda el CargoporConfiabilidad,entreotras.

Cargo por Confiabilidad Año 2014 2015

Planta OEF GWh/Año

Ingresos COP

Millones %

Participación OEF

GWh/Año Ingresos

COP Millones

% Participación

Esmeralda 140,60 4 286,97 22,91% 149,85 6 134,34 21,46%

San Francisco 179,70 5 479,08 29,28% 191,52 7 720,81 27,01%

Termodorada 293,89 8 949,29 47,82% 364,39 14 729,84 51,52%

TOTAL: 614,19 18 715,34 100% 705,77 28 584,99 100 00%,

Venta de energía a largo plazo. Con la firma del contrato de representación comercial entre CHEC Generador y EPM Generador, todos los contratos que se tenían suscritos con otros agentes comercializadores para el año 2015 y años posteriores, fueron cedidos a EPM. La cesión de los contratos fue avalada en primera instancia por cada uno de los agentes con los cuales se tenía contrato vigente y después ratificada por el Administrador del Sistema de Intercambios (XM). A partir del 1 de enero de 2015 las ventas de energía a largo plazo se valoran de acuerdo con la formulación prevista en el contrato de representación comercial, en la cual no solo se participa en los contratos que fueron cedidos sino que también se participa en las ventas de todos los contratos que tiene vigente EPM Generador con otros comercializadores y generadores del país.

Resultado Comercial Dado que las ventas de energía para el año 2015 tanto para CHEC como EPM se habían realizado en años anteriores por las diferentes estrategias que tenían ambas empresas para la colocación de la energía en el Largo Plazo, la importancia del enfoque en este caso radica en la entrada como grupo EPM en las convocatorias abiertas y la energía puesta a disposición de otros comercializadores y generadores para años futuros.

Indicador CHEC Resultados

(COP Millones) 2012 2013 2014 2015

Resultado neto consolidado de la operación comercial del generador 54 023 84 188 94 869 45 211

Cargo por Confiabilidad Año 2014 2015

Planta OEF GWh/Año

Ingresos COP

Millones %

Participación OEF

GWh/Año Ingresos

COP Millones

% Participación

Esmeralda 140,60 4 286,97 22,91% 149,85 6 134,34 21,46%

San Francisco 179,70 5 479,08 29,28% 191,52 7 720,81 27,01%

Termodorada 293,89 8 949,29 47,82% 364,39 14 729,84 51,52%

TOTAL: 614,19 18 715,34 100% 705,77 28 584,99 100 00%,

Venta de energía a largo plazo. Con la firma del contrato de representación comercial entre CHEC Generador y EPM Generador, todos los contratos que se tenían suscritos con otros agentes comercializadores para el año 2015 y años posteriores, fueron cedidos a EPM. La cesión de los contratos fue avalada en primera instancia por cada uno de los agentes con los cuales se tenía contrato vigente y después ratificada por el Administrador del Sistema de Intercambios (XM). A partir del 1 de enero de 2015 las ventas de energía a largo plazo se valoran de acuerdo con la formulación prevista en el contrato de representación comercial, en la cual no solo se participa en los contratos que fueron cedidos sino que también se participa en las ventas de todos los contratos que tiene vigente EPM Generador con otros comercializadores y generadores del país.

Resultado Comercial Dado que las ventas de energía para el año 2015 tanto para CHEC como EPM se habían realizado en años anteriores por las diferentes estrategias que tenían ambas empresas para la colocación de la energía en el Largo Plazo, la importancia del enfoque en este caso radica en la entrada como grupo EPM en las convocatorias abiertas y la energía puesta a disposición de otros comercializadores y generadores para años futuros.

Indicador CHEC Resultados

(COP Millones) 2012 2013 2014 2015

Resultado neto consolidado de la operación comercial del generador 54 023 84 188 94 869 45 211

Venta de energía a largo plazo.

Con la firma del contrato de representacióncomercial entre CHEC Generador y EPM Generador, todos los contratos que se tenían suscritos con otros agentes comercializadores para el año 2015 y añosposteriores,fueroncedidosaEPM.

Lacesiónde loscontratosfueavaladaenprimerainstancia por cada uno de los agentes con los cuales seteníacontratovigenteydespuésratificadaporelAdministrador del Sistema de Intercambios (XM).

A partir del 1 de enero de 2015 las ventas de energía a largoplazosevalorandeacuerdoconlaformulaciónprevista en el contrato de representación comercial,

en la cual no solo se participa en los contratos que fueron cedidos sino que también se participa enlas ventas de todos los contratos que tiene vigente EPM Generador con otros comercializadores y generadores del país.

Resultado Comercial

Dado que las ventas de energía para el año 2015 tanto para CHEC como EPM se habían realizado en años anteriores por las diferentes estrategiasque tenían ambas empresas para la colocación de la energía en el Largo Plazo, la importancia del enfoque en este caso radica en la entrada comogrupo EPM en las convocatorias abiertas y la energía puesta a disposición de otros comercializadores y generadoresparaañosfuturos.


6

INFORME COMERCIAL DEL DISTRIBUIDOR

Dentro del direccionamiento estratégico la línea de enfoque de la Gestión Comercial del distribuidorse enmarca en optimizar y garantizar el ingreso de la actividad de distribución, a través de la gestión de la remuneración del negocio, la liquidación, facturación y gestión de cobro de los cargos por

el uso de las redes de uso , el desarrollo integral de ofertas para los clientes que requieren de uncontrato de conexión de cargas particularmente complejas, de respaldo, Administración, operación, mantenimientoyarrendamientodeinfraestructuraeléctrica.

SEGUIMIENTO A LA GESTIÓN

INFORME COMERCIAL DEL DISTRIBUIDOR Dentro del direccionamiento estratégico la línea de enfoque de la Gestión Comercial del distribuidor se enmarca en optimizar y garantizar el ingreso de la actividad de distribución, a través de la gestión de la remuneración del negocio, la liquidación, facturación y gestión de cobro de los cargos por el uso de las redes de uso , el desarrollo integral de ofertas para los clientes que requieren de un contrato de conexión de cargas particularmente complejas, de respaldo, Administración, operación, mantenimiento y arrendamiento de infraestructura eléctrica.

Seguimiento a la Gestión

LÓGROS 2015Se firmaron dos contratos de conexión PCH y usuarios Se realizó gestión de seis conexiones de equipo y estudios Eléctricos Se determinó el impacto que tendría en los ingresos del operador de red la propuesta de la metodología de remuneración del distribuidor. Se realizó actualización de base de datos de unidades constructivas que han sido integradas a la infraestructura de la CHEC y también los elementos que han salido de operación en el periodo 2008-2014 Se puso en producción el aplicativo que soporta la liquidación de cargos por uso.

Dificultades Conexión automática a las bases de datos de telemedida y SIEC para extraer datos de lecturas para la liquidación de cargos.

Grupos de interés impactados: Dueños, Clientes y Usuarios, Colegas y Estado

Mecanismos de relacionamiento Los mecanismos de relacionamiento utilizado en la ejecución de las actividades relacionadas con la gestión comercial de la actividad de distribución son:

Dificultades

Conexión automática a las bases de datos de telemedida y SIEC para extraer datos de lecturas para la liquidación de cargos.

Grupos de interés impactados

Dueños, Clientes y Usuarios, Colegas y Estado


Los mecanismos de relacionamiento utilizado en la ejecución de las actividades relacionadas con la gestión comercial de la actividad de distribución son:


Periodic

idad

Número de mecanismos implementados durante el

año 2012 2013 2014 2015

Informe de Gestión Junta Directiva Mensual 12 12 12 12 Facturas SDL y STR Mensual 942 1 062 1 113 1 257 Contratos de conexión y AOM Mensual 15 17 19 34 Facturas conexión y AOM Mensual 192 127 146 186 Reportes sistema único de información Mensual 24 24 24 24

Reporte de demanda Mensual 12 12 12 12 CREG- a través de EPM SIN 9

GESTIÓN 2015 Procesos organizacionales que soportan la gestión

NOMBRE PROCESO ÁREA RESPONSABLE

Transacciones eléctrica del negocio de distribución Gestión Comercial

Facturación Gestión Comercial Pérdidas de Energía Subgerencia Distribución

Gestión de la información Gestión Operativa Proceso altamente regulado y por tanto los indicadores definidos para el proceso son básicamente de cumplimiento de tiempos regulatorios y de presupuesto.

Durante el año 2015, un equipo interdisciplinario en el cual participamos todas las filiales nacionales del grupo, se adelantó el segundo ejercicio de referenciamiento y homologación de costos de la actividad de distribución, dentro de los objetivos del ejercicio se busca asegurar una adecuada remuneración de los costos y gastos de administración, operación y mantenimiento – AOM. del negocio, controlar la eficiencia en búsqueda de identificar posibles ineficiencias y evitar su traslado a nuestros clientes.

Se continuó con la implementación del software de liquidación de cargos por

uso en el la plataforma Prometeo, que había sido iniciada en el año 2014.

Remuneración de la actividad La Gestión de la remuneración del distribuidor está enmarcada en el ciclo PHVA y comprende: 1) La planeación y preparación de estudio, a través del cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas –CREG- en su papel de regulador,


7

GESTIÓN 2015

PROCESOS ORGANIZACIONALES QUE SOPORTAN LA GESTIÓN


Periodic

idad

Número de mecanismos implementados durante el

año 2012 2013 2014 2015

Informe de Gestión Junta Directiva Mensual 12 12 12 12 Facturas SDL y STR Mensual 942 1 062 1 113 1 257 Contratos de conexión y AOM Mensual 15 17 19 34 Facturas conexión y AOM Mensual 192 127 146 186 Reportes sistema único de información Mensual 24 24 24 24

Reporte de demanda Mensual 12 12 12 12 CREG- a través de EPM SIN 9

GESTIÓN 2015 Procesos organizacionales que soportan la gestión


Transacciones eléctrica del negocio de distribución Gestión Comercial

Facturación Gestión Comercial Pérdidas de Energía Subgerencia Distribución

Gestión de la información Gestión Operativa Proceso altamente regulado y por tanto los indicadores definidos para el proceso son básicamente de cumplimiento de tiempos regulatorios y de presupuesto.

Durante el año 2015, un equipo interdisciplinario en el cual participamos todas las filiales nacionales del grupo, se adelantó el segundo ejercicio de referenciamiento y homologación de costos de la actividad de distribución, dentro de los objetivos del ejercicio se busca asegurar una adecuada remuneración de los costos y gastos de administración, operación y mantenimiento – AOM. del negocio, controlar la eficiencia en búsqueda de identificar posibles ineficiencias y evitar su traslado a nuestros clientes.

Se continuó con la implementación del software de liquidación de cargos por

uso en el la plataforma Prometeo, que había sido iniciada en el año 2014.

Remuneración de la actividad La Gestión de la remuneración del distribuidor está enmarcada en el ciclo PHVA y comprende: 1) La planeación y preparación de estudio, a través del cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas –CREG- en su papel de regulador,

Proceso altamente regulado y por tanto los indicadores definidos para el proceso sonbásicamente de cumplimiento de tiempos regulatorios y de presupuesto.

• Durante el año 2015, un equipo interdisciplinario en el cual participamos todas las filialesnacionales del grupo, se adelantó el segundo ejerciciodereferenciamientoyhomologacióndecostos de la actividad de distribución, dentro de los objetivos del ejercicio se busca asegurar una adecuada remuneración de los costos y gastos de administración, operación y mantenimiento – AOM. del negocio, controlar la eficiencia enbúsquedade identificarposibles ineficienciasyevitar su traslado a nuestros clientes.

• Se continuó con la implementación del

softwaredeliquidacióndecargosporusoenlaplataforma Prometeo, que había sido iniciadaen el año 2014.

Remuneración de la actividad

La Gestión de la remuneración del distribuidor estáenmarcadaenel cicloPHVAy comprende: 1)La planeación y preparación de estudio, a través del cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas –CREG- en su papel de regulador, aprueba la remuneración de la actividad, estudio que debe ser presentado dentro los tiempos que establezca elreguladoryobservandolametodologíadefinida

por él; 2) Análisis de los cargos aprobados e implementación de la metodología que establezca laCREG. 3) Liquidación, facturacióny recaudodelos ingresos que regulatoriamente están asociados a la actividad de distribución 4) Seguimiento y control a la gestión.

Es importante mencionar que la precisión con la quesereportealaCREGlainformación,asícomolos aportes realizados desde el proceso a la gestión regulatoria, permiten que se aprueben ingresos por parte del regulador acordes con la actividad desempeñada garantizando la sostenibilidad en el largo plazo y brindando a los usuarios cargos eficientesentérminoseconómicos.

La gestión de la remuneración tiene riesgos de carácter regulatorio que pueden llegar a impactar los ingresos del operador de red, por ende realizar el ejercicio riguroso de reporte, de presentación del estudiodecargosylaverificacióndelosvaloresquela CREG aprueba, se constituyen en una actividad estratégica. La realización del estudio comprende un trabajo de múltiples áreas de la empresa y la coordinación de éste está bajo la responsabilidad del área Comercial.

Derivado de los ingresos que se aprueben al distribuidor se tiene un impacto sobre los usuarios ya que en primera instancia son ellos quienes sufraganloscargosalosoperadoresdered.Porlacondicióneconómicayfinancieradeesteejercicio


8

se impactan los accionistas y dueños ya que lo aprobado por la CREG se constituyen en los ingresos operacionales del negocio y por consiguiente son fundamentales para la rentabilidad de losaccionistas.

Contratos de Conexión

La gestión de la conexión comienza desde la participación en el grupo de estudios eléctricos de CHEC que analiza de una manera integral las solicitudes de conexión de proyectos de generación, autogeneración y cogeneración y da al cliente las recomendaciones sobre la solicitud de conexión, una vez se concreta el punto de conexión se gestionalafirmadelcontratodeconexiónenelcualse plasman las condiciones técnicas, económicas, jurídicas y ambientales que deben ser tenidas en cuenta por las partes.

En esta gestión se deben prever riesgos derivados de la necesidad de emprender la construcción de activos de uso que no estén incluidos dentro de los planes de inversión de la CHEC, retrasos en las obras de conexión los cuales deben ser asegurados mediante una adecuada cobertura en garantías.

La gestión en los contratos de conexión considera la participación en el estudio eléctrico, negociación de los valores a remunerar por la conexión, trámite del contrato de conexión y posterior liquidación y facturaciónde los cargosderivadosasí como laactualización de las garantías. De estas acciones en algunos casos se generan otros ingresos para el operador de red aunados a temas como activos de conexión, conexiones de respaldo, arrendamientos de terrenos y oficinas, administración, operacióny mantenimiento de activos los cuales ayudan no solo a la sostenibilidad del negocio de empresa sino que facilita la incorporación de nuevassoluciones energéticas amables con el medio ambiente emprendidas por empresas nacionales e internacionales y que aportan en cada zona de nuestro mercado de comercialización a generar empleoynuevasfuentesdenegocio.

Gestión de la remuneración

El año 2015 se constituyó en un año sensible en la definicióndelametodologíaparalaremuneraciónde la actividad de distribución, durante este año se realizó la discusión de la propuesta metodológica (resolución CREG 179 de 2014, publicada para comentarios en diciembre de 2014), de manera paralela CREG publico algunos estudios que soportanlapropuestatalescomo:

o Estudio de calidad de servicio.o Estudio de unidades constructivas.o Presentación de planes de inversión.o Estudio sobre AOM o MetodologíaparaladeterminacióndelWACC.

Estudios que permitieron un acercamiento a los fundamentos que serán la base de laremuneración para CHEC y todas las empresas colegas operadores de red. De igual manera fuerequeridalaactualizacióndel inventariodeunidades constructivas que constituyen la base regulatoria de activos de la empresa.

Este aspecto es de alta repercusión para la sostenibilidad de la empresa en el largo y corto plazo, ya que define para un periodo mínimode cinco años, el ingreso que se tendrá en el negocio, representando el mayor de los riesgos para la actividad de distribución.

Araízdelmodelodetrabajodefinidoaniveldelgrupo empresarial, involucramiento operativo, a partir del 2015 se han venido realizando modificacionesrelativasalagestiónregulatoriaa nivel de todo el grupo, las que han impactado el quehacer del equipo de trabajo comercial.

Ingresos cargos por uso y conexión

Hace referencia a los ingresos inherentes a laactividad de distribución de energía, como son, transporte de energía por las redes de la empresa, en los diferentes niveles de tensión, así mismo


9

aquellos derivados de conexión de grandes usuarios alainfraestructuradeloperadordered.

Laenergíatransportadaporeloperadorderedfuede2659GWhdeloscualesun44%esenergíaentránsitohaciaotrosoperadoresdered,el56%(1493

GWh)correspondeaenergíaentregadaalmercadode comercialización CHEC, de los cuales un 38%(561 GWh) es entregado a comercializadores queatienden usuarios regulados y no regulados en el mercadodecomercializacióndeCHECyel62%(932GWh)esentregadoalcomercializadorpropio.

corresponde a energía entregada al mercado de comercialización CHEC, de los cuales un 38% (561 GWh) es entregado a comercializadores que atienden usuarios regulados y no regulados en el mercado de comercialización de CHEC y el 62% (932 GWh) es entregado al comercializador propio.

Grafico Energía transportada. Demandas sin pérdidas asociadas del STN El OR CHEC se encuentra en el centro del país formando una estrella, transporta energía desde o hacia 6 operadores de Red y desde y hacia el sistema de transmisión nacional.

Finalizado el año 2015, los ingresos de la actividad de distribución fueron de COP 203 417 millones, un 7% por encima de los registrados durante el año 2014 (COP 189 841 millones); sin considerar la energía transportada al comercializador propio, los ingreso ascendieron a COP 100 743 con un incremento del 6% frente al 2014 (COP 94 692 millones). Los mayores ingresos se explican en que la energía transportada, tanto activa como reactiva, fue superior en un 4% a la registrada

DEMANDA MERCADO DE

COMERCIALIZACIÓN CHEC **

1 493 GWh

IMPORTACION 2 082 GWhGENERACION 577 GWh

TOTAL ENTRADAS 2 659 GWh

EXPORTACIÓN (transporte a otros OR)*

1 165 GWh

CHEC Comercializador

932.5 GWh

Otros Comercializadores

561.8 GWh

corresponde a energía entregada al mercado de comercialización CHEC, de los cuales un 38% (561 GWh) es entregado a comercializadores que atienden usuarios regulados y no regulados en el mercado de comercialización de CHEC y el 62% (932 GWh) es entregado al comercializador propio.

Grafico Energía transportada. Demandas sin pérdidas asociadas del STN El OR CHEC se encuentra en el centro del país formando una estrella, transporta energía desde o hacia 6 operadores de Red y desde y hacia el sistema de transmisión nacional.

Finalizado el año 2015, los ingresos de la actividad de distribución fueron de COP 203 417 millones, un 7% por encima de los registrados durante el año 2014 (COP 189 841 millones); sin considerar la energía transportada al comercializador propio, los ingreso ascendieron a COP 100 743 con un incremento del 6% frente al 2014 (COP 94 692 millones). Los mayores ingresos se explican en que la energía transportada, tanto activa como reactiva, fue superior en un 4% a la registrada

DEMANDA MERCADO DE

COMERCIALIZACIÓN CHEC **

1 493 GWh

IMPORTACION 2 082 GWhGENERACION 577 GWh

TOTAL ENTRADAS 2 659 GWh

EXPORTACIÓN (transporte a otros OR)*

1 165 GWh

CHEC Comercializador

932.5 GWh

Otros Comercializadores

561.8 GWh

El OR CHEC se encuentra en el centro del país formandounaestrella,transportaenergíadesdeo

hacia6operadoresdeRedydesdeyhaciaelsistemade transmisión nacional.

Finalizado el año 2015, los ingresos de la actividad de distribución fueron de COP 203 417 millones,un 7% por encima de los registrados durante elaño2014(COP189841millones);sinconsiderar laenergía transportada al comercializador propio, los ingreso ascendieron a COP 100 743millones conunincrementodel6%frenteal2014(COP94692

millones). Los mayores ingresos se explican en que la energía transportada, tanto activa como reactiva, fuesuperiorenun4%alaregistradaduranteelaño2014, de igual manera la variación del cargo está explicada en el crecimiento que registró el IPP que es el indicador con el que se indexan los cargos.


10

En contraste los costos de operación comercial asociados a la actividad de distribución, presentaron un descenso del -7%, 2015 (COP 9 221 millones),elvalorregistradoduranteel2014fueCOP9940millones, la disminución COP-719 millones, se

origina en esencia en que durante el año 2014 se canceló a Enertolima la energía reactiva, de acuerdo con laudo arbitral de la CREG sobre energía reactiva penalizable.

durante el año 2014, de igual manera la variación del cargo está explicada en el crecimiento que registró el IPP que es el indicador con el que se indexan los cargos.

En contraste los costos de operación comercial asociados a la actividad de distribución, presentaron un descenso del -7%, 2015 (COP 9 221 millones), el valor registrado durante el 2014 fue COP 9 940 millones, la disminución COP-719 millones, se origina en esencia en que durante el año 2014 se canceló a Enertolima la energía reactiva, de acuerdo con laudo arbitral de la CREG sobre energía reactiva penalizable.

40,998

34,125

12,210

4,388 982

42,159

33,909

10,885

4,846 2,892

45,983

33,347

15,541

4,933

940

RemuneracionActivos

ADD Centro SDL Otros Ingresos STR - Reactiva

Evolucion Ingresos por concepto del Operador de Red _CHEC _ Mill

Año 2013

Año 2014

Año 2015

Durante el año 2015 se firmaron dos contratos de conexión con Papeles Nacionales y con la PCH La Frijolera, mientras que se realizó gestión para los proyectos de generación de El Edén, Morroazul, Encimadas y Cañaveral, Montebonito, Cogeneración del Ingenio Risaralda y la Geotérmica Volcán del Ruiz.

Indicadores CHEC Resultados

2013 2014 2015 Transporte (GWh) 490 353 456 Reporte de cargos de distribución al XM 100% 100% 100% Reporte Formato 1 SUI V.2.0 100% 100% 100% Nivel de Ingresos Negocio de Distribución (COP Millones) 181 155 189 841 203 417

Reporte Formato 6 SUI 100% 100% 100% Egresos del distribuidor (COP Millones) 8 543 9 945 9 220 Ingresos Netos del Distribuidor (COP Millones) 172 611 179 896 194 197

7,171

1,214

166

7,609

2,132

199

8,045

1,098

77

STR Nivel IV SDL Cargos Conex-Servicio LAC

Evolucion Egresos por concepto del Operador de Red _CHEC _ Mill

Año 2013

Año 2014

Año 2015


11

Durante el año 2015 se firmaron dos contratosde conexión con Papeles Nacionales y con laPCH La Frijolera, mientras que se realizó gestión para los proyectos de generación de El Edén,

Morroazul, Encimadas y Cañaveral, Montebonito, Cogeneración del Ingenio Risaralda y la Geotérmica Volcán del Ruiz.

Durante el año 2015 se firmaron dos contratos de conexión con Papeles Nacionales y con la PCH La Frijolera, mientras que se realizó gestión para los proyectos de generación de El Edén, Morroazul, Encimadas y Cañaveral, Montebonito, Cogeneración del Ingenio Risaralda y la Geotérmica Volcán del Ruiz.

Indicadores CHEC Resultados

2013 2014 2015 Transporte (GWh) 490 353 456 Reporte de cargos de distribución al XM 100% 100% 100% Reporte Formato 1 SUI V.2.0 100% 100% 100% Nivel de Ingresos Negocio de Distribución (COP Millones) 181 155 189 841 203 417

Reporte Formato 6 SUI 100% 100% 100% Egresos del distribuidor (COP Millones) 8 543 9 945 9 220 Ingresos Netos del Distribuidor (COP Millones) 172 611 179 896 194 197

7,171

1,214

166

7,609

2,132

199

8,045

1,098

77

STR Nivel IV SDL Cargos Conex-Servicio LAC

Evolucion Egresos por concepto del Operador de Red _CHEC _ Mill

Año 2013

Año 2014

Año 2015

INFORME COMERCIAL DEL COMERCIALIZADOR

La gestión comercial del comercializador CHEC busca realizar una adecuada gestión de los costos en que incurre la empresa, particularmente de la actividad de comercialización, en el Mercado de Energía Mayorista, con el fin de lograr ventajaseconómicas para la empresa y trasladar al usuario unos costos competitivos.

Grupos de interés impactados

Dueños, Clientes y Usuarios, Gente CHEC, Colegas, Estado y Proveedores y contratistas


Los mecanismos de relacionamiento utilizado en la ejecución de las actividades relacionadas con la compra de energía y el control de los costos de operación comercial la gestión comercial de la actividad de distribución.

INFORME COMERCIAL DEL COMERCIALIZADOR La gestión comercial del comercializador CHEC busca realizar una adecuada gestión de los costos en que incurre la empresa, particularmente de la actividad de comercialización, en el Mercado de Energía Mayorista, con el fin de lograr ventajas económicas para la empresa y trasladar al usuario unos costos competitivos.

Grupos de interés impactados: Dueños, Clientes y Usuarios, Gente CHEC, Colegas, Estado y Proveedores y contratistas

Mecanismos de relacionamiento Los mecanismos de relacionamiento utilizado en la ejecución de las actividades relacionadas con la compra de energía y el control de los costos de operación comercial la gestión comercial de la actividad de distribución.

Mecanismos PeriodicidadNúmero de mecanismos implementados durante

el año2012 2013 2014 2015

Contratos Largo Plazo Mensual 5 13 12 6 Factura XM Mensual 48 36 36 36 Facturas Operadores de red Mensual 24 312 312 312 Informe de Gestión Junta Directiva Mensual 12 12 12 12

CHEC utiliza varios medios de comunicación para dar a conocer los costos de prestación del servicio y las tarifas que se cobran a los clientes. Tanto los costos como las tarifas se publican mensualmente en un periódico de alta circulación a nivel nacional (La República) y en uno de circulación local (La Patria), así mismo se divulgan en la página web de CHEC(http://www.chec.com.co/clientes-y-usuarios/tu-factura/tarifas-reguladas. Impacta de manera directa a clientes y usuarios, comunidad y Estado,

Trimestralmente se remite al Ministerio de Minas y Energía y a la superintendencia, el informe de conciliación de Subsidios y Contribuciones, impacta directamente al grupo de interés Estado.


12

• CHEC utiliza varios medios de comunicación para dar a conocer los costos de prestación del servicio y las tarifas que se cobran a losclientes. Tanto los costos como las tarifas sepublican mensualmente en un periódico de alta circulación a nivel nacional (La República) y en uno de circulación local (La Patria), así mismo se divulganenlapáginawebdeCHEC(http://www.chec.com.co/clientes-y-usuarios/tu-factura/

tarifas-reguladas. Impactademaneradirectaaclientes y usuarios, comunidad y Estado.

• Trimestralmente se remite al Ministerio de Minas y Energía y a la superintendencia, el informede conciliación de Subsidios y Contribuciones, impacta directamente al grupo de interés Estado.


el año2012 2013 2014 2015

Diario la República Mensual 12 12 12 12 Diario la Patria Mensual 12 12 12 12 Página Web Mensual 12 12 12 12 Reporte Ministerio Minas y Energía

Trimestralmente 4 4 4 4

El mecanismo de relacionamiento utilizado en el seguimiento a las ventas.

Impacta directamente al grupo de interés Dueños. .

Mecanismos PeriodicidadNúmero de mecanismos

implementados durante el año2012 2013 2014 2015

Reportes mensuales de ventas de energía Mensual 12 12 12 12

Reporte de otros comercializadores en nuestro mercado

Mensual 12 12 12 12

Informe de Gestión Junta Directiva Mensual 12 12 12 12

GESTIÓN CHEC 2015 Procesos organizacionales que soportan la gestión


Transacciones de energía del negocio de comercialización Gestión Comercial

Facturación Gestión Comercial Comunicaciones Gerencia

Proceso altamente regulado y por tanto los indicadores definidos para el

proceso son básicamente de cumplimiento de tiempos regulatorios y de presupuesto.

Durante el año 2015, un equipo interdisciplinario en el cual participamos todas

las filiales nacionales del grupo, el cual adelantó el tercer ejercicio de referenciamiento y homologación de costos de la actividad de comercialización, dentro de los objetivos del ejercicio se busca asegurar una adecuada


el año2012 2013 2014 2015









Mensual 12 12 12 12











el año2012 2013 2014 2015









Mensual 12 12 12 12










• El mecanismo de relacionamiento utilizado en el seguimiento a las ventas. Impacta directamente al grupo de interés Dueños.

GESTIÓN CHEC 2015

PROCESOS ORGANIZACIONALES QUE SOPORTAN LA GESTIÓN


13

• Proceso altamente regulado y por tanto los indicadores definidos para el proceso sonbásicamente de cumplimiento de tiempos regulatorios y de presupuesto.

• Durante el año 2015, un equipo interdisciplinario en el cual participamos todas las filialesnacionales del grupo, el cual adelantó el tercer ejercicio de referenciamiento y homologaciónde costos de la actividad de comercialización, dentro de los objetivos del ejercicio se busca asegurar una adecuada remuneración del negocio e identificar posibles ineficiencias yevitar su traslado a nuestros clientes.

• Actualmente se adelantan las acciones

tendientes a adecuar el sistema que soporta el cálculo del costo de prestación del servicio y las tarifas para introducir los cambiosregulatorios que se derivan de las resoluciones 180y191de2014,lascualesdebenseraplicadasuna vez la CREG apruebe a CHEC el cargo de comercialización.

Compras de energía y demás costos de operación comercial

Se refiere a las cantidades de energía, que comocomercializador adquirió CHEC para atender el servicio y los costos de las etapas de producción previas a la comercialización definidos por elmercado de energía mayorista.

El comportamiento de la demanda comercial a nivelnacionalascendióa66174GWh,un4,2%porencima del valor registrado durante el año 2014, 63571GWh;lademandareguladacrecióun5,5%ylademandanoregulada1,7%.

Finalizado el año 2015, la demanda comercial de CHEC (ventas + pérdidas de energía) registró un valorde946GWh,un-5,98%menosqueenelaño2014 (1006GWh), esta variación se explica en lacesiónaEPMdel97%de losclientesdelmercadono regulado que eran atendidos por CHEC.

La demanda comercial del mercado regulado presentóuncrecimientodel4,9%jalonadoporlasventas en los sectores residencial y comercial, en lagráficasemuestra laevoluciónde lademandaregulada de CHEC para el periodo 2012-2015.

G4-EU10Demanda de electricidad proyectada a largo plazo

Atardecer Manizales


14

Durante el año 2015 el cubrimiento de la demanda en el largo plazo fue 87,6%, en el año 2014 elcubrimientofuede95,7%.

Para cubrir la demanda regulada del año 2015, se iniciaron los procesos de convocatoria en el año 2012 y en el 2013 se adelantó el último de ellos,se realizaron 3 procesos, que dieron lugar a lacelebración de 6 contratos de largo plazo con 5

agentes, los cuales suministraron 821 GWh, un87,5% de la demanda regulada; el porcentajerestante 12,5%fueadquiridoenelmercadodiario(corto plazo- compras en bolsa). Para el cubrimiento de la demanda del mercado no regulado (dos Alumbrados Públicos) se firmó contrato con elgenerador de EPM bajo la modalidad pague lo demandado, al cierre del año 2015 la energía suministradacondestinoaestemercadofuede8GWh.

Durante el año 2015 el cubrimiento de la demanda en el largo plazo fue 87.6%, en el año 2014 el cubrimiento fue de 95.7%.

Para cubrir la demanda regulada del año 2015, se iniciaron los procesos de convocatoria en el año 2012 y en el 2013 se adelantó el último de ellos, se realizaron 3 procesos, que dieron lugar a la celebración de 6 contratos de largo plazo con 5 agentes, los cuales suministraron 821 GWh, un 87,5% de la demanda regulada; el porcentaje restante 12,5% fue adquirido en el mercado diario (corto plazo- compras en bolsa). Para el cubrimiento de la demanda del mercado no regulado (dos Alumbrados Públicos) se firmó contrato con el generador de EPM bajo la modalidad pague lo demandado, al cierre del año 2015 la energía suministrada con destino a este mercado fue de 8 GWh.

Composición compras MR 2015 Composición compras MR 2014

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTALAño 2012 75 72 76 71 76 71 74 75 73 75 73 76 887Año 2013 74 67 73 72 73 70 73 74 72 74 72 76 872Año 2014 75 68 75 73 75 72 76 76 75 77 74 79 895Año 2015 78 71 79 76 81 76 80 81 80 83 78 84 946

GW

H

DEMANDA DE ENERGÍA MR CHEC

Epm; 281; 30%

Emgesa; 255; 27%

Coenersa; 44; 5%

Isagen; 240; 25%

Compras [NOMBRE

DE CATEGORÍ

A], [VALOR],

[PORCENTAJE]

Epm ; 240; 27%

Gensa; 79; 9%

Termotasajero; 27; 3%

Isagen; 56; 6%

CHEC; 454; 50%

Compras Bolsa ; 48;

5%

CHEC registró un precio promedio de compra para el mercado regulado en el largo plazo (precio pactado previamente), de COP/kWh 147, los contratos delargo plazo del mercado nacional con destino al

mercado regulado, registraron un precio promedio deCOP/kWh153,7,esdecirqueelpreciodeCHECestuvoun-4,32%pordebajodelpreciodelmercado.

G4-EU7


15

El porcentaje de cubrimiento en el largo plazo permitió a la empresa proporcionar al usuario un precio relativamente estable, y protegerlo de variaciones abruptas en el precio de la bolsa, no obstante lo anterior, en el último trimestre del año los precios de bolsa presentaron una alta volatilidad y superaron el precio de escasez, precio

máximo permitido para compras con destino a la demanda expuesta a los precios de bolsa, este comportamiento estuvo asociado al fenómenodelniño yaque conel findeproteger el nivel delos embalses, el sistema para atender la demanda, debió recurrir a generación térmica a mayores costos.(Versiguientegrafica)

CHEC registró un precio promedio de compra para el mercado regulado en el largo plazo (precio pactado previamente), de COP/kWh 147, los contratos de largo plazo del mercado nacional con destino al mercado regulado, registraron un precio promedio de COP/kWh 153,7, es decir que el precio de CHEC estuvo un -4,32% por debajo del precio del mercado. El porcentaje de cubrimiento en el largo plazo permitió a la empresa proporcionar al usuario un precio relativamente estable, y protegerlo de variaciones abruptas en el precio de la bolsa, no obstante lo anterior, en el último trimestre del año los precios de bolsa presentaron una alta volatilidad y superaron el precio de escasez, precio máximo permitido para compras con destino a la demanda expuesta a los precios de bolsa, este comportamiento estuvo asociado al fenómeno del niño ya que con el fin de proteger el nivel de los embalses, el sistema para atender la demanda, debió recurrir a generación térmica a mayores costos. (Ver siguiente grafica)

Durante el año 2015 los costos por de compras de energía y demás costos de operación ascienden a COP 295 425 millones frente a COP 285 459 millones año 2014, con un incremento de COP 10 527 un 3,49%, las explicaciones están fundamentadas en: (Ver grafica operación comercial) Durante el año 2015 el valor de las compras en el largo plazo fue de COP 122 079 millones un -9.9% por debajo del año 2014, esta variación obedece a que para el año 2015 la demanda del mercado no regulada fue cedida a EPM y en el mercado regulado aunque el cubrimiento fue menor los precios fueron superiores. Los demás costos de la operación comercial fueron de COP 173 346 millones, representados en: Sistema de Trasmisión Nacional (STN), Sistema de Trasmisión Regional (STR), Restricciones, Sistema de Distribución Local ( SDL),

193 165 213 172 232 210 212 190 290 303 305 305

142 144 145

145 144 142 146 148

153 154 150 153 148 146 152

151 150 153 156 160

161 158 161 160 145 148 148

150 150 148 149 151

154 159 171 169

Evolucion Precio Mercado en kWh Año 2015 Precio MR CP Precio MR LP Precio MNR LP Precio MR LP Mercado NAL.

Durante el año 2015 los costos por concepto de compras de energía y demás costos de operación ascienden a COP 295 425 millones frente a COP285 459 millones año 2014, con un incrementode COP 10 527 un 3,49%, las explicaciones estánfundamentadas en: (Ver grafica operacióncomercial)

Durante el año 2015 el valor de las compras en el largoplazofuedeCOP122079millonesun-9,9%por debajo del año 2014, esta variación obedece a que para el año 2015 la demanda del mercado no regulada fue cedida a EPM y en el mercadoregulado aunque el cubrimiento fue menor lospreciosfueronsuperiores.

Losdemáscostosdelaoperacióncomercialfueronde COP 173 346 millones, representados en:SistemadeTrasmisiónNacional(STN),SistemadeTrasmisión Regional (STR), Restricciones, Sistema

de Distribución Local (SDL), Centro Nacionalde Despacho (CND) y Sistema de IntercambiosComerciales (SIC), estos presentaron un incremento del 6,6% con respecto al año 2014, las mayoresvariaciones se originaron en cargos por uso, COP 7543millones,porefectodemayoresventasyelcomportamiento del Índice de Precios al Productor (IPP); restricciones COP 1 650 millones derivadasentreotrasde:DisponibilidaddelareddelSistemade Trasmisión Nacional (STN), generación deseguridad para el periodo de elecciones, medidas de emergencia tomadas por el Gobierno para cubrir parte de los costos de la generación con combustibles líquidos que ha requerido el país para evitar un racionamiento.

Es importante anotar que si excluimos los costos derivados de los cargos por uso que factura eloperador de red propio, los costos por compras de energía y demás costos de operación comercial para el año 2015 serian de COP192 751.


16

Durante el año 2015 se llevaron a cabo cuatro convocatorias de compra de energía para el mercado regulado, con el objeto de cubrir parte de lademandade losaños2016,2017,2019y2020,através de estos se aumentó el nivel de contratación

para dichos años. El objetivo es blindar a nuestros clientes y usuarios de la volatilidad de los precios del mercado diario (precios en bolsa).

Elcubrimientoalcierredel2015paralosaños2016al2020,escomosigue:

Centro Nacional de Despacho (CND) y Sistema de Intercambios Comerciales (SIC), estos presentaron un incremento del 6,6% con respecto al año 2014, las mayores variaciones se originaron en cargos por uso, COP 7 543 millones, por efecto de mayores ventas y el comportamiento del Índice de Precios al Productor (IPP); restricciones COP 1 650 millones derivadas entre otras de: Disponibilidad de la red del Sistema de Trasmisión Nacional (STN), generación de seguridad para el periodo de elecciones, medidas de emergencia tomadas por el Gobierno para cubrir parte de los costos de la generación con combustibles líquidos que ha requerido el país para evitar un racionamiento. Es importante anotar que si excluimos los costos derivados de los cargos por uso que factura el operador de red propio, los costos por compras de energía y demás costos de operación comercial para el año 2015 serian de COP192 751.

Durante el año 2015 se llevaron a cabo cuatro convocatorias de compra de energía para el mercado regulado, con el objeto de cubrir parte de la demanda de los años 2016,2017, 2019 y 2020, a través de estos se aumentó el nivel de contratación para dichos años. El objetivo es blindar a nuestros clientes y usuarios de la volatilidad de los precios del mercado diario (precios en bolsa).

El cubrimiento al cierre del 2015 para los años 2016 al 2020, es como sigue:

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTALAño 2012 26,562 25,563 25,193 25,387 24,957 23,741 23,520 21,543 22,085 22,421 21,865 22,788 285,627Año 2013 22,305 21,156 21,895 22,176 22,773 21,534 22,092 22,342 22,975 22,780 22,651 22,408 267,088Año 2014 23,153 22,467 23,644 23,200 25,010 23,742 24,135 23,156 24,605 24,671 23,870 23,807 285,459Año 2015 23,352 21,466 24,552 22,349 24,555 23,033 24,292 24,651 25,949 27,913 25,707 27,606 295,425

CO

P M

ILLO

NES

OPERACIÓN COMERCIAL

G4-EU10 DEMANDA DE ELECTRICIDAD PROYECTADA A LARGO PLAZO COSTOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO El costo de prestación del servicio es un costo económico eficiente que resulta de agregar los costos de cada una de las etapas (producción, transmisión, distribución, comercialización y administración). La tarifa es el precio que se cobra a los diferentes usuarios y se calcula a partir del costo de prestación del servicio. Por Ley, 142 de 1994, las tarifas tienen un régimen subsidiado que se aplica a los usuarios de los estratos uno, dos y tres. Los subsidios otorgados son cubiertos con la contribución que se cobra a los usuarios residenciales de los estratos cinco y seis y los usuarios comerciales e industriales; los valores faltantes los cubre la Nación. El estrato cuatro paga el costo de prestación del servicio. La metodología vigente para calcular el costo de prestación del servicio fue definida por la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) mediante la resolución 119 de 2007. Al cierre de 2015 la variación acumulada del costo de prestación del servicio fue de 12.56%, variación superior al IPP registrado para el año 2015 (9.57%) que es el principal indicador con el que se ajusta el costo de prestación del servicio, la variación presentada también fue producto de los precios de la compra de energía registrados en la bolsa y los costos asociados, como consecuencia del fenómeno del niño por el que atraviesa el país, el cual ha disminuido los niveles de los embalses y demandó mayor generación térmica a unos costos superiores. La variación registrada en el costo de prestación del servicio durante el año 2014 fue del 5.39%. En el último trimestre del año las condiciones climáticas provocaron aumentos históricos en los precios de bolsa, y como consecuencia de ello el Gobierno Nacional, a través del

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

CHEC

% Contratado % Por Contratar

G4-EU10Demanda de electricidad proyectada a largo plazo

COSTOS DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO El costo de prestación del servicio es un costo económico eficiente que resulta de agregar loscostos de cada una de las etapas (producción,


17

transmisión, distribución, comercialización y administración).

Latarifaeselprecioquesecobraa losdiferentesusuarios y se calcula a partir del costo de prestación delservicio.PorLey,142de1994,lastarifastienenunrégimen subsidiado que se aplica a los usuarios de los estratos uno, dos y tres. Los subsidios otorgados son cubiertos con la contribución que se cobra a los usuarios residenciales de los estratos cinco y seis y los usuarios comerciales e industriales; los valores faltantesloscubrelaNación.Elestratocuatropagael costo de prestación del servicio.

La metodología vigente para calcular el costo de prestación del servicio fue definida por laCREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) mediante la resolución 119 de 2007.

Al cierre de 2015 la variación acumulada del costo deprestacióndelserviciofuede12,56%,variaciónsuperioral IPPregistradoparaelaño2015(9,57%)que es el principal indicador con el que se ajusta el costo de prestación del servicio, la variación presentada también fue producto de los precios

de la compra de energía registrados en la bolsa y los costos asociados, como consecuencia del fenómenodelniñoporelqueatraviesaelpaís,elcual ha disminuido los niveles de los embalses y demandó mayor generación térmica a unos costos superiores. La variación registrada en el costo de prestacióndelservicioduranteelaño2014fuedel5,39%.

En el último trimestre del año las condiciones climáticas provocaron aumentos históricos en los precios de bolsa, y como consecuencia de ello el Gobierno Nacional, a través del Ministerio deMinas y Energía, expidió medidas de emergencia que buscaron proteger tanto al sector eléctrico como al usuario; como consecuencia de ello el costo de prestación del servicio del mes de noviembre presentóun incrementodel 18%, laempresaparaatenuarelimpactoalusuariofinalaplicólaopcióntarifaria,quepermitediferirelincremento,yfijóelaumento del costo de prestación del servicio en el 1,5%mensual.Laopcióntarifariaestácontempladaen la resoluciónCREG 168/2008y fueprorrogadamedianteresolución158/2015.

Ministerio de Minas y Energía, expidió medidas de emergencia que buscaron proteger tanto al sector eléctrico como al usuario; como consecuencia de ello el costo de prestación del servicio del mes de noviembre presentó un incremento del 18%, la empresa para atenuar el impacto al usuario final aplicó la opción tarifaria, que permite diferir el incremento, y fijó el aumento del costo de prestación del servicio en el 1,5% mensual. La opción tarifaria está contemplada en la resolución CREG 168/2008 y fue prorrogada mediante resolución 158/2015. Considerando la opción tarifaria el costo de prestación del servicio durante el año 2015 presentó una variación del 14.46%, la variación durante el año 2014 fue de 5.39%.

CHEC en la búsqueda de la sostenibilidad gestiona permanentemente para que a través de la tarifa se recuperen los costos eficientes, de tal manera que pueda ofrecerse al usuario una tarifa competitiva que facilite la comprabilidad, acorde con el mercado atendido. El tema tarifario es sensible tanto para la empresa como para los clientes y usuarios ya que, por un lado si no se recuperan los costos, la sostenibilidad de la organización se pone en riesgo, afectando el grupo de interés dueños y por el lado de los clientes y usuarios una tarifa que no corresponda a la realidad podría desencadenar inconvenientes con varios de los grupos de interés, esto es, con clientes y usuarios, comunidad y Estado, generar sanciones y/o multas y afectar la imagen de la empresa. Durante el año 2015 las tarifas presentaron aumentos asociados al comportamiento de los indicadores macroeconómicos IPP (9,57%) e IPC (6,77%) y al comportamiento de los precios en bolsa por efecto de las condiciones climáticas que afronta el país. Las tarifas subsidiadas de los estratos uno y dos crecieron con el IPC, las de los demás estratos y sectores lo hicieron al mismo ritmo en que creció el costo de prestación del servicio, esto es 14,46%.

392

385 384

396 395 391

386 392 398 392 383

378 388387

392 394

417412

401 400

406 410 411

398404

414 418430

416

425 422 428 432443

471

448

443 449

456

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

CO

P/kW

h

Evolución del Costo de Prestación del Servicio 2013 - 2015CU Nivel 1_Propiedad Activos 100% CHEC

Real 2013

Real 2014

Real 2015

Opción Tarifaria _2015


18

Considerando la opción tarifaria el costo deprestación del servicio durante el año 2015 presentó una variación del 14,46%, la variación durante elaño2014fuede5,39%.CHEC en la búsqueda de la sostenibilidad gestiona permanentementeparaqueatravésdelatarifaserecuperenloscostoseficientes,detalmaneraquepuedaofrecersealusuariounatarifacompetitivaquefacilitelacomprabilidad,acordeconelmercadoatendido.

Eltematarifarioessensibletantoparalaempresacomo para los clientes y usuarios ya que, por un lado si no se recuperan los costos, la sostenibilidad

delaorganizaciónseponeenriesgo,afectandoelgrupo de interés dueños y por el lado de los clientes y usuarios una tarifa que no corresponda a larealidad podría desencadenar inconvenientes con varios de los grupos de interés, esto es, con clientes y usuarios, comunidad y Estado, generar sanciones y/omultasyafectarlaimagendelaempresa.

Durante el año 2015 las tarifas presentaronaumentos asociados al comportamiento de los indicadores macroeconómicos IPP (9,57%) e IPC(6,77%)yalcomportamientodelospreciosenbolsaporefectodelascondicionesclimáticasqueafrontaelpaís.Lastarifassubsidiadasdelosestratosuno

Precios corrientes. Fuente: Informe mensual de Ventas – Facturación CHEC. Tarifa media de estratos 1,2 y 3 considera el porcentaje subsidiado y los 4,5 y 6, además de la contribución, tienen incluido efecto por reconocimiento de la propiedad de activos.

Apoyo de Grafica – Tarifa media por Estrato.

Precios corrientes. Fuente: Informe mensual de Ventas – Facturación CHEC.

Subsidios y Contribuciones

210 255

339 374

442 436

216 257

347 384

452 447

226 271

368 408

480 474

Estrato 1 Estrato 2 Estrato 3 Estrato 4 Estrato 5 Estrato 6

Evolucion tarifa media usuarios residenciales_CHECCOP/kWh

Tarifa media 2013

Tarifa media 2014

Tarifa media 2015

CLASE DE SERVICIO 2013 2014 2015 % part. 2015Variación

2015 - 2014Estrato 1 43,382 45,919 48,985 15% 7%Estrato 2 129,032 130,547 131,757 39% 1%Estrato 3 109,794 112,372 114,256 34% 2%Estrato 4 24,435 25,792 26,522 8% 3%Estrato 5 5,646 5,700 5,942 2% 4%Estrato 6 8,506 8,749 9,189 3% 5%Total Residencial 320,795 329,079 336,651 100% 2%

Participacion Estratos 1,2,3 Sector Residencial.

19,890

27,336

41,256

49,986

62,408 66,703

24,835

31,143

42,290

51,415

67,953 68,321

26,519 33,645

44,911

54,372

70,288 70,970


Valor Factura / usuario sector residencial_CHEC

2013

2014

2015

$/kWh





210 255

339 374

442 436

216 257

347 384

452 447

226 271

368 408

480 474



Tarifa media 2013

Tarifa media 2014

Tarifa media 2015




19,890

27,336

41,256

49,986

62,408 66,703

24,835

31,143

42,290

51,415

67,953 68,321

26,519 33,645

44,911

54,372

70,288 70,970



2013

2014

2015

$/kWh

y dos crecieron con el IPC, las de los demás estratos y sectores lo hicieron al mismo ritmo en que creció el costodeprestacióndelservicio,estoes14,46%.


19

Tarifa media de estratos 1,2 y 3 considera elporcentaje subsidiado y los 4,5 y 6, ademásde la contribución, tienen incluido efecto porreconocimiento de la propiedad de activos. Subsidios y Contribuciones

Cuando el costo del servicio es mayor al pago que se recibe por este, se otorga un subsidio; en el caso de que el costo sea menor al pago que se recibe por la prestación del servicio, se recauda una contribución.

A los estratos uno, dos y tres se le subsidia hasta el 60%, 50% y 15%, respectivamente, del costode prestación del servicio sobre los consumos de subsistencia que son hasta 130 kWh para losusuarios de municipios ubicados por encima de los 1000msnmy173kWhparausuariosdemunicipiosubicados por debajo de los 1 000 msnm. La contribución está fijada en el 20% del valor delservicio.

Durante el 2015 los usuarios de los estratos unos, dos y tres del mercado atendido por CHEC recibieronCOP53036millonesdesubsidiosun12%másqueenelaño2014;el55%fueentregadoenelestratodos,un29%enelestratounoyelrestante16% al estrato tres. Los subsidios entregadosfueroncubiertosenun38%conlascontribuciones





210 255

339 374

442 436

216 257

347 384

452 447

226 271

368 408

480 474



Tarifa media 2013

Tarifa media 2014

Tarifa media 2015




19,890

27,336

41,256

49,986

62,408 66,703

24,835

31,143

42,290

51,415

67,953 68,321

26,519 33,645

44,911

54,372

70,288 70,970



2013

2014

2015

$/kWh

facturadasa losusuariossujetosdecontribución,estratos 5 y 6, y sector comercial, parte de laindustriayprovisionales;el6%fuecubiertoconlascontribuciones giradas por comercializadores que atienden usuarios dentro del mercado de CHEC y el porcentaje restante debe ser cubierto por el gobierno nacional.

Durante el año 2015 la organización recibió del Ministerio de Minas y Energía COP 29 221 millones para el cubrimiento de subsidios de las vigencias 2014 y 2015. Al cierre del año 2015 el déficitacumulado de subsidios asciende a COP 1 526millones.

Los usuarios ubicados en zonas especiales (áreas urbanas de menor desarrollo) recibieron además del subsidio otorgado sobre la tarifa COP 104millones de subsidios del Fondo de energía Social – FOES-,estevalorequivaleaCOP46porKWhsobrelos consumos de subsistencia. CHEC tiene 22 825usuarios que, por estar ubicados en un área urbana de menor desarrollo, recibieron este subsidio.

VENTAS DE ENERGÍA

Se refierea lasunidadesdeenergíaentregadasyfacturadas a los clientes del mercado atendidopor la empresa, esto es departamento de Caldas, municipios del departamento de Risaralda excepto


20

Pereira y algunas zonas rurales de tres municipios de los departamentos de Antioquia, Chocó y Tolima. Las ventas de la energía son parte esencial del negocio de la empresa, a través de ellas se generan los ingresos de la organización y como consecuencia lógica la rentabilidad, es por ello que su gestión permanente es vital para detectar a tiempo comportamientos del mercado que nos permitan diseñar estrategias tendientes a aprovechar las

oportunidadesqueelmercadonosofreceoaquellasque nos permitan mitigar los impactos negativos.

En el mes de diciembre del año 2015 los clientes que tenían contratode condicionesuniformesvigente,fuede467302,un2,6%porencimadelosatendidosenelmismomesdelaño2014(455553).Elmercadode CHEC es mayoritariamente residencial de estratos 1 y 2. Los sectores con mayor participación sonelresidencialycomercialconun90,2%y8,2%

respectivamente.El26,3%delosclientesdelmercadoestán ubicados en la zona rural.

Es válido aclarar que en CHEC a diciembre del 2015,existían9310clientesqueapesarquetienenuna relación contractual con la empresa, no se les generafactura.

Clientes facturados por el comercializador

Sector a dic - 2014 %

Participación a dic - 2015 %

Participación Variación Residencial 329 079 90,2% 336 651 90,2% 2% Áreas comunes 419 0,1% 437 0,1% 4% Comercial 31 097 8,5% 32 060 8,6% 3% Industria regulada 751 0,2% 714 0,2% -5% Industria No regulada 71 0,0% - 0,0% -100% Industrial bombeo 30 0,0% 28 0,0% -7% Oficial 1 313 0,4% 1 399 0,4% 7% Especial asistencial 436 0,1% 430 0,1% -1% Especial educativo 1 097 0,3% 1 116 0,3% 2% Alumbrado Público Regulado 41 0,0% 46 0,0% 12% Alumbrado Público No Regulado 14 0,0% 2 0,0% -86% Provisional 341 0,1% 451 0,1% 32%

Totales 364 689 100% 373 334 100% 2,4%

El crecimiento de los clientes obedece al comportamiento vegetativo, los esfuerzos realizados por la empresa en ampliación de cobertura a través de programas como CHEC ilumina el campo y habilitación de vivienda, y, el programa de vivienda gratuita del gobierno nacional. Respecto al mercado No Regulado, el decremento obedece al paso de los clientes No Regulados al comercializador EPM. Para los demás sectores que presentan decremento este se debe al devenir normal de un mercado con competidores, los cuales se enfocan en clientes no residenciales con alto consumo. Clientes otros comercializadores en el OR CHEC: Al cierre del año 2015 los clientes atendidos por otros comercializadores en el mercado CHEC crecieron un 59% con respecto al año 2014. El crecimiento más alto, 116%, se presentó en el mercado no regulado y se originó en la cesión de los clientes de este mercado que eran atendidos por el comercializador CHEC a EPM; así mismo, varios clientes del mercado regulado de CHEC pasaron a ser atendidos por otros comercializadores, la variación en este mercado fue del 30%.


21

Losclientesfacturadosenelmesdediciembrede2015 fueron 364 689 un 2,4% por encima de losfacturadosendiciembredelaño inmediatamenteanterior. La diferencia con respecto al total declientes radica en que, no todos los clientes son facturadosmensualmente(losusuariosdelazonaruralsonfacturadosbimestralmente)yotrosporlacondicióndelinmueblenosonfacturados.El crecimiento de los clientes obedece al comportamiento vegetativo, los esfuerzosrealizados por la empresa en ampliación de cobertura a través de programas como CHEC ilumina el campo y habilitación de vivienda, y,

el programa de vivienda gratuita del gobierno nacional. Respecto al mercado No Regulado, eldecremento obedece al paso de los clientes NoRegulados al comercializador EPM. Para los demás sectores que presentan decremento este se debe al devenir normal de un mercado con competidores, los cuales seenfocanenclientesno residencialescon alto consumo.ClientesotroscomercializadoresenelORCHEC:Alcierre del año 2015 los clientes atendidos por otros comercializadores en el mercado CHEC crecieron un 59%conrespectoalaño2014.Elcrecimientomásalto,116%,sepresentóenelmercadonoregulado

Las ventas de energía en unidades para el mercado regulado presentaron un crecimiento del 4,9% con respecto al año 2014. Los sectores con mayor peso en las ventas son el residencial y comercial, éstos crecieron un 3,5% y un 5,6% respectivamente.

Ventas de energía GWh

Clase de Servicio 2011 2012 2013 2014 2015 % part. 2015

variación 2015 - 2014

Residencial 489,28 489,19 492,53 494,98 512,24 62,1% 3,5% Áreas comunes 7,37 6,77 5,82 5,65 5,89 0,7% 4,3% Comercial 178,13 177,09 182,53 189,86 200,49 24,3% 5,6% Industria regulada 38,02 34,61 33,14 36,57 39,03 4,7% 6,7% Industria no regulada 81,13 87,52 89,20 93,64 7,51 0,9% -92,0% Industrial bombeo 2,25 1,77 0,49 0,65 0,61 0,1% -6,7% Oficial 11,94 13,81 13,49 14,03 15,46 1,9% 10,1% Especial asistencial 7,73 7,59 8,04 8,47 9,23 1,1% 8,9% Especial educativo 10,77 9,55 9,18 8,81 8,83 1,1% 0,3% Alumbrado público reg. 35,42 15,40 10,18 9,08 11,58 1,4% 27,6% Alumbrado público no reg. 8,34 11,37 9,44 11,61 7,99 1,0% -31,2%

Provisional 0,73 1,55 1,75 3,74 6,33 0,8% 69,4% Total 873,38 856,23 855,80 877,08 825,20 100% -5,9%

83 66 64

21 19 12 8 7 5 1 1 1 1 1

14

59 42

20 19 4 8 7 4 1 1 1 1 1

Evolucion de usuarios atendidos por otros comercializardores

año 2015

año 2014

Subestacion La Esmeralda


22

y se originó en la cesión de los clientes de este mercado que eran atendidos por el comercializador CHEC a EPM; así mismo, varios clientes del mercado

regulado de CHEC pasaron a ser atendidos por otros comercializadores,lavariaciónenestemercadofuedel30%.

Las ventas de energía en unidades para el mercado regulado presentaron un crecimiento del 4,9% con respecto al año 2014. Los sectores con mayor peso en las ventas son el residencial y comercial, éstos crecieron un 3,5% y un 5,6% respectivamente.

Ventas de energía GWh



Residencial 489,28 489,19 492,53 494,98 512,24 62,1% 3,5% Áreas comunes 7,37 6,77 5,82 5,65 5,89 0,7% 4,3% Comercial 178,13 177,09 182,53 189,86 200,49 24,3% 5,6% Industria regulada 38,02 34,61 33,14 36,57 39,03 4,7% 6,7% Industria no regulada 81,13 87,52 89,20 93,64 7,51 0,9% -92,0% Industrial bombeo 2,25 1,77 0,49 0,65 0,61 0,1% -6,7% Oficial 11,94 13,81 13,49 14,03 15,46 1,9% 10,1% Especial asistencial 7,73 7,59 8,04 8,47 9,23 1,1% 8,9% Especial educativo 10,77 9,55 9,18 8,81 8,83 1,1% 0,3% Alumbrado público reg. 35,42 15,40 10,18 9,08 11,58 1,4% 27,6% Alumbrado público no reg. 8,34 11,37 9,44 11,61 7,99 1,0% -31,2%

Provisional 0,73 1,55 1,75 3,74 6,33 0,8% 69,4% Total 873,38 856,23 855,80 877,08 825,20 100% -5,9%

83 66 64

21 19 12 8 7 5 1 1 1 1 1

14

59 42

20 19 4 8 7 4 1 1 1 1 1

Evolucion de usuarios atendidos por otros comercializardores

año 2015

año 2014

Mercado 2011 2012 2013 2014 2015 % part. 2015


Mercado Regulado 783,91 757,34 757,16 771,83 809,69 98,1% 4,9% Mercado No Regulado 89,47 98,89 98,64 105,25 15,51 1,9% -85,3%

Total 873,38 856,23 855,80 877,08 825,20 100% -5,9%

El crecimiento de las ventas de energía, en unidades, en el área de cobertura CHEC está asociado, en esencia a dos factores:

1. Fenómeno del niño, el cual genera una mayor temperatura media lo que hace que se usen de manera habitual medios de refrigeración y ventilación, incluso en zonas donde no son de uso frecuente. Se espera que esta anomalía climática afecte al país hasta mediados del 2016.

2. El aumento de la construcción, el cual se evidencia en la mayor cantidad de

licencias otorgadas en 2013 y 2014, impacta el crecimiento en la demanda de energía para el año 2015 (Cuando las construcciones son ocupadas). Para el año 2015 las licencias de construcción otorgadas decrecieron, lo cual podría verse reflejado en un menor crecimiento de la demanda de energía para el año 2016.

Ingresos por ventas de energía al costo unitario de prestación del servicio: Al cierre del año 2015 los ingresos del mercado regulado valorados al costo de prestación del servicio (CU) presentaron un crecimiento del 11%, en tanto que el mercado no regulado registró una disminución del 83%, originada en la cesión del mercado no regulado a EPM. El crecimiento total de los ingresos fue del 3,5%. Evolución Ingresos a CU (COP Millones):

Las ventas de energía en unidades para el mercado reguladopresentaronuncrecimientodel4,9%conrespecto al año 2014. Los sectores con mayor peso en las ventas son el residencial y comercial, éstos crecieronun3,5%yun5,6%respectivamente.

El crecimiento de las ventas de energía, en unidades, en el área de cobertura CHEC está asociado, en esenciaadosfactores:

1. Fenómeno del niño, el cual genera una mayor temperatura media lo que hace que se usen de manera habitual medios de refrigeracióny ventilación, incluso en zonas donde no son deuso frecuente.Seesperaqueestaanomalíaclimáticaafectealpaíshastamediadosdel2016.


23

2. El aumento de la construcción, el cual se evidencia en la mayor cantidad de licencias otorgadas en 2013 y 2014, impacta el crecimiento en lademanda de energía para el año 2015 (Cuando las construcciones son ocupadas). Para el año 2015 las licencias de construcción otorgadas

decrecieron,locualpodríaversereflejadoenunmenor crecimiento de la demanda de energía paraelaño2016.

Ingresos por ventas de energía al costo

unitario de prestación del servicio:

Ingresos a CU (COP Millones)



Residencial 201 660 201 038 189 424 194 893 213 866 63,6% 9,7% Áreas comunes 2 538 2 501 2 046 2 049 2 271 0,7% 10,8% Comercial 70 093 70 146 67 914 72 442 81 099 24,1% 11,9% Industria regulada 13 095 12 792 11 660 13 139 14 822 4,4% 12,8% Industria no regulada 20 047 21 380 20 831 22 497 1 864 0,6% -91,7% Industrial bombeo 827 669 170 231 228 0,1% -1,6% Oficial 4 637 5 206 4 772 5 096 5 945 1,8% 16,7% Especial asistencial 2 802 2 840 2 837 3 049 3 469 1,0% 13,8% Especial educativo 4 085 3 736 3 377 3 335 3 550 1,1% 6,5% Alumbrado público regulado 12 805 5 373 3 410 3 107 4 192 1,2% 34,9%

Alumbrado público no regulado 2 648 3 498 2 696 3 572 2 491 0,7% -30,3%

Provisional 297 612 655 1 391 2 431 0,7% 74,7% Total 336 363 329 789 309 792 324 800 336 227 100% 3,5%

Mercado 2011 2012 2013 2014 2015 % part. 2015


Mercado Regulado 313 668 304 911 286 265 298 732 331 872 98,7% 11,1% Mercado No Regulado 22 695 24 878 23 527 26 068 4 355 1,3% -83,3%

Total 336 363 329 789 309 792 324 800 336 227 100% 3,5%

El aumento de ingresos fue originado por el crecimiento en las unidades vendidas y en mayor costo de prestación del servicio registrado durante el año 2015.

Ingresos por venta de energía a tarifa:

Los ingresos liquidados a la tarifa (Costo de prestación del servicio menos el subsidio o más la contribución) presentaron un crecimiento del 2,4%, el mercado regulado creció un 11% y el no regulado decreció por efecto del traslado de los clientes de ese mercado al comercializador EPM. Evolución Ingresos a Tarifa (COP Millones):

Al cierre del año 2015 los ingresos del mercado regulado valorados al costo de prestación del servicio (CU) presentaron un crecimiento del 11%,en tanto que el mercado no regulado registró una

disminución del 83%, originada en la cesión delmercado no regulado a EPM. El crecimiento total delosingresosfuedel3,5%.

Evolución Ingresos a CU (COP Millones):El aumento de ingresos fue originado por elcrecimiento en las unidades vendidas y en mayor


24

costo de prestación del servicio registrado durante el año 2015.

Ingresos por venta de energía a tarifa:Los ingresos liquidados a la tarifa (Costo deprestación del servicio menos el subsidio o más la contribución)presentaronuncrecimientodel2,4%,elmercadoreguladocrecióun11%yelnoreguladodecrecióporefectodel trasladode losclientesdeese mercado al comercializador EPM.

Evolución Ingresos a Tarifa (COP Millones):

EVOLUCIÓN DE LA REGULACIÓN:

Resoluciones180y191de2014:Comohitopara laactividad de la comercialización de energía, durante el2015setuvoeldesarrollodelasresoluciones180y 191 de 2014, publicadas en diciembre de 2014. La primera resolución establece la metodología de la remuneración de la actividad de comercialización, lacualteníacomoantecesoralaresolución031de1997. Durante ese periodo se realizaron limitadas modificaciones en la metodología pero hasta elmomento ninguna modificación de fondo comola actual. La segunda resolución modifica laresolución 119 de 2007 que establece la fórmulatarifaria,incorporandoloselementosdelcostobase

Ingresos a Tarifa (COP Millones)



Residencial 148 924 151 334 145 872 149 415 163 008 53,8% 9,1% Áreas comunes 2 502 2 494 2 041 1 971 2 262 0,7% 14,8% Comercial 84 117 83 920 81 068 86 434 96 338 31,8% 11,5% Industria regulada 15 713 14 844 13 298 14 934 16 865 5,6% 12,9% Industria no regulada 23 696 22 744 21 482 23 166 1 922 0,6% -91,7% Industrial bombeo 910 736 187 247 250 0,1% 1,2% Oficial 4 636 5 199 4 775 5 096 5 928 2,0% 16,3% Especial asistencial 2 802 2 865 2 837 3 049 3 469 1,1% 13,8% Especial educativo 4 085 3 736 3 377 3 335 3 550 1,2% 6,5% Alumbrado público regulado 12 805 5 373 3 411 3 107 4 192 1,4% 34,9%

Alumbrado público no regulado 2 648 3 498 2 695 3 572 2 491 0,8% -30,3%

Provisional 356 568 785 1 669 2 923 1,0% 75,2% Total 304 023 297 311 281 827 295 994 303 199 100% 2,4%

Mercado 2011 2012 2013 2014 2015 % part. 2015


Mercado Regulado 277 679 271 069 257 651 269 256 298 786 98,5% 11,0% Mercado No Regulado 26 344 26 242 24 177 26 738 4 413 1,5% -83,5%

Total 304 023 297 311 281 827 295 994 303 199 100% 2,4% PAG 26

Indicadores CHEC Resultados (Mes Diciembre)

2012 2013 2014 2015 Confiabilidad en la proyección de

ingresos del mercado regulado 83,98% 88,90% 104,44% 110,37%

Ventas MR y MNR (valor del indicador en diciembre de cada

año) GWh

Valor 71.38 Meta 70.19





25

decomercializaciónaprobadosenlaresolución180de2014enlacitadafórmula. Una vez establecida por el regulador la metodología, CHEC, realizó y presentó el estudio particulardeacuerdoconlainformaciónsolicitadapor laCREGconelfindeque le seanaprobadossus cargos, al cierre del año 2015 CHEC no había sido notificada de la resolución de aprobaciónde los nuevos cargos. De la aprobación de estos, depende el reconocimiento de los costos reales en los que se incurre en desarrollo de la actividad de comercialización y el margen de rentabilidad por desarrollar la actividad. La actividad de comercialización de energía se caracteriza por un alto componente de capital de trabajo y una fuerte exposición financiera por elmanejo de lacartera de toda la cadena del mercado; al respeto se aprobaron componentes que reconocen los riesgosfinancieros,ademásdeloscostosfijosquedeben asumirse en la actividad.

Por tal motivo la aprobación de esta metodología y de los correspondientes cargos se convierte en un elemento de primordial importancia en la sostenibilidad de la empresa y de todo el sector, ya que de un adecuado reconocimiento de los costos, gastos y del margen depende el desempeño de las empresas dedicadas a esta actividad, a la vez que permite implementar programas de cara al usuario quepermitanunmayoracercamientofundamentode la filosofía de territorios sostenibles quepromueve el grupo EPM.

Resolución 178 de 2015: Opción de generación térmica con combustibles líquidos, mediante la cual se posibilitó el traslado a los usuarios de una parte de los sobrecostos en que está incurriendo el mercado por la generación con líquidos. Rige a partirdel28deoctubrede2015yhastaregirápor6meses prorrogables, o hasta cuando se superen las circunstancias que originaron su adopción.

Resolución 184 de 2015: De otra parte en el desarrollo regulatorio y debido a las condiciones del mercado de energía inducidas por la variabilidad del clima y enparticularporelfenómenodeElNiño,laCREGpromulgo resolucionesquemodificanentreotrosaspectos los modelos de cobertura de riesgo y abolió la imposibilidad de utilizar instrumentos mixtos semanales como son los prepagos y las garantías.

Resolución 195 de 2015:Conelfindeminimizarelimpacto de las restricciones en los usuarios se publica la resolución 195 de 2015 que limita el valor a transferirenlasrestriccionesausuariosenunvalorde9,9COP/kWhydifiereelvalorquepudierarestaren los meses que sean necesarios, actualizado con el IPC, decisión que se toma al margen de las restricciones originadas en la aplicación de la resolución178de2015.Estaresoluciónrigeapartirdel5Noviembreypor6mesesprorrogablesohastaque la CREG lo determine.

Estas resoluciones a la vez que buscan un alivio para los usuarios, establece mecanismos de alivio sobre las finanzas de los comercializadores quedeben asumir todos los costos del mercado. Alivios quepermitencontarconflujosdecajabalanceadosque permiten a los comercializados disminuir en partelaexposiciónfinanciera.

Para el año 2016 se presume que CHEC tendráaprobados los cargos de comercialización que le permitirá tener un mejor balance entre sus costos, gastos e ingresos y percibir un margen acorde con la actividad desarrollada y los riesgos asociado a ella.

Resolución 240 de 2015: Mediante la cual se modifica la fechapara la entrada en vigencia deltrasladode loscostosde lasgarantíasfinancierasque deben otorgar los agentes para el cubrimiento


26

de las obligaciones derivadas de los cargos por

Resolución 195 de 2015: Con el fin de minimizar el impacto de las restricciones en los usuarios se publica la resolución 195 de 2015 que limita el valor a transferir en las restricciones a usuarios en un valor de 9,9 COP/kWh y difiere el valor que pudiera restar en los meses que sean necesarios, actualizado con el IPC, decisión que se toma al margen de las restricciones originadas en la aplicación de la resolución 178 de 2015. Esta resolución rige a partir del 5 Noviembre y por 6 meses prorrogables o hasta que la CREG lo determine. Estas resoluciones a la vez que buscan un alivio para los usuarios, establece mecanismos de alivio sobre las finanzas de los comercializadores que deben asumir todos los costos del mercado. Alivios que permiten contar con flujos de caja balanceados que permiten a los comercializados disminuir en parte la exposición financiera. Para el año 2016 se presume que CHEC tendrá aprobados los cargos de comercialización que le permitirá tener un mejor balance entre sus costos, gastos e ingresos y percibir un margen acorde con la actividad desarrollada y los riesgos asociado a ella. Resolución 240 de 2015: Mediante la cual se modifica la fecha para la entrada en vigencia del traslado de los costos de las garantías financieras que deben otorgar los agentes para el cubrimiento de las obligaciones derivadas de los cargos por uso del STR y SDL y se modifica la fórmula para la determinación del monto a cubrir. Resolución 241 de 2015: Mediante la cual se da cumplimiento a lo establecido en el Plan Nacional de Desarrollo, articulo 17 de la Ley 1753, en relación con la aplicación de subsidios a los estratos 1 y 2, ampliando la vigencia hasta el 31 de diciembre de 2018.

INDICADORES

Indicadores CHEC Resultados (Mes Diciembre)

2012 2013 2014 2015 Confiabilidad en la proyección

de ingresos del mercado regulado

83,98% 88,90% 104,44% 110,37%

Ventas MR y MNR (valor del indicador en diciembre de cada

año) GWh

Valor 71,38 Meta 70,19



Valor 64,76 Meta 66 89,

usodelSTRySDLysemodificalafórmulaparaladeterminación del monto a cubrir.

Resolución 241 de 2015: Mediante la cual se da cumplimientoaloestablecidoenelPlanNacionaldeDesarrollo,articulo17delaLey1753,enrelacióncon la aplicación de subsidios a los estratos 1 y 2, ampliandolavigenciahastael31dediciembrede2018.

INDICADORESFUENTES

• Resultados mensuales de la operación comercial del generador.

• Indicadores del SGI • SistemaÚnicodeInformación–SUI-• Archivo Electrónico de Liquidación de Contratos.• Publicacionesdeprensadelastarifasycostos

informes comerciales chec 2015 comerciales.pdf · iniciar con la representación el 1 de enero de...

Documents