ministerio de minas y energía república de colombia gestiÓn de las empresas de energÍa con...

Ministerio de Minas y EnergíaRepública de Colombia

GESTIÓN DE LAS EMPRESAS DE ENERGÍA CON MAYORÍA ACCIONARIA DE LA NACIÓN

BOGOTÁ, D.C., NOVIEMBRE 30 DE 2005

4.77015.871 26.773

0

10.000

20.000

30.000

2003 2004 2005

EVOLUCION SALDO EN CAJA (MM $)

-2.680

4.200

1.176

-4.000

-3.000

-2.000

-1.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

2003 2004 2005

EVOLUCION EBITDA (MM $)

5.600

9.015

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

2003 2004 2005

EVOLUCION INVERSIONES (MM $)

EVOLUCION DEL INDICE DE PERDIDAS, RECAUDOS

Y USUARIOS NO REGULADOS

16,99%

30,50%34,20%35,50%

18,60%19,50%

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

2003 2004 2005

INDICE COMERCIAL INDICE DISTRIBUIDOR

5.538

12.406 13.484

02.0004.0006.0008.000

10.00012.00014.00016.000

2003 2004 2005

EVOLUCION RECAUDOS (MM $)

1422

38

05

10152025303540

2003 2004 2005

# USUARIOS NO REGULADOS

PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS

• Certificación ISO 9001 – 2000 para comercialización en usuarios regulados y no regulados

• El número de reclamos por cada 10.000 facturas se redujo a la mitad• Implementación del Call Center que atiende aproximadamente 20.000

llamadas al mes y contribuye a reducir el número de PQR´s• Apertura de CAICES que mejoran la atención al usuario • Importantes proyectos de electrificación rural utilizando recursos del

FAER• Flujo de caja de la empresa ha permitido mejorar calidad y confiabilidad

del servicio (inversiones que no se tenían previstas por restricciones presupuestales se han hecho por más de $15.000 millones)

• Con más gestión que recursos, se ha logrado reducir el indicador de pérdidas en casi tres puntos (33% al 29%) en los dos últimos años

• El recaudo corriente pasó del 67% al 86%

RETOS

• Implementación del balanced Scorecard y costeo ABC

• Certificar el proceso de distribución• Modernización y construcción de nuevos

proyectos (líneas y subestaciones) que mejoren la confiabilidad del servicio

• Procurar que la empresa se valorice cada vez más mientras culmina el proceso de vinculación de capital

0

4.214

01.0002.0003.0004.0005.000

2004 2005


1.891 2.7304.851

0

2.000

4.000

6.000

2003 2004 2005


20.755

27.43430.930

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

2003 2004 2005


EVOLUCION INDICE DE PÉRDIDAS, TARIFAS

Y RECAUDO

31,90%

47,20%

31,10%29,00%27,30%

44,50%

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

2003 2004 2005


9991.371 1.415

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

2003 2004 2005

EVOLUCION RECAUDOS MENSUALES (MM $)

216,3

232,2 235,9

205

210

215

220

225

230

235

240

2003 2004 2005

EVOLUCION COSTO UNITARIO ($ POR KWH)


• Incremento considerable en usuarios medidos, pasando de 27.200 en el 2003 a 44.000 en el 2005

• El porcentaje de recaudo pasó del 50% en el 2003 al 82,4% en el 2005

• Optimización en la operación del sistema con la suplencia de la línea Virginia - Cértegui

• Las pérdidas pasaron del 64% en el 2003 al 30% en el 2005

• En marcha proceso de modernización de subestaciones

RETOS

• Incremento del valor recaudado al 85%

• Reducir las pérdidas de energía a menos del 27%

• Atender Zonas no Interconectadas del Chocó, posiblemente bajo la figura de constitución de una filial

16.263

2.881-1.899 -3.591

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

2002 2003 2004 2005

EVOLUCION UTILIDAD OPERATIVA (MM $)

16.735 15.721

-3.352-1.741-10.000

0

10.000

20.000

2002 2003 2004 2005


1.575 1.702 2.205

27.457

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2002 2003 2004 2005


228,54 274,57 359,76 331,84

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

2002 2003 2004 2005

EVOLUCION COSTO UNITARIO

7.9729.154

10.547 10.062

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2002 2003 2004 2005


EVOLUCION INDICADOR DE PERDIDAS DE ENERGIA

29,80%29,26%27,84%28,00%27,36%26,91%25,19%24,80%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

2002 2003 2004 2005



• Avance en procesos de negociación de la cartera oficial • Procesos conciliatorios para arreglar situación con el

IPSE y la Dirección de Estupefacientes• Nuevo sistema comercial con depuración de información

y procesos• Fuerte inversión en renovación de infraestructura

(adquisición de nuevos transformadores a puntos estratégicos del sistema y cambio de postería)

• Implementación de nueva estructura por procesos• Apertura nueva oficina de atención a los usuarios en la

Gobernación de Cundinamarca

RETOS

• Plan de mercadeo enfocado a cada segmento específico

• Fortalecer procesos de facturación• Reducir las pérdidas de energía, con inversiones

superiores a los $10.000 millones• Análisis para posible nueva puesta en marcha de la

central de Rionegro• Instalación de macromedición y georeferenciación en

el sistema eléctrico• Implementación del programa de gestión documental• Procurar darle el mayor valor posible a la empresa

mientras culmina el proceso de vinculación de capital

2.295 4.10511.202 13.570

0

5.000

10.000

15.000

2002 2003 2004 2005


323 119

8.012 9.795

0

5.000

10.000

15.000

2002 2003 2004 2005


13.580 9.520 15.92834.354

0

20.000

40.000

2002 2003 2004 2005


5.111

8.264

5.2506.386

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

2002 2003 2004 2005


25,73%27,17%33,08%33,70%

22,78%24,52%30,22%31,78%

0,00%5,00%10,00%15,00%20,00%25,00%30,00%35,00%40,00%

2002 2003 2004 2005


EVOLUCION DEL INDICE DE PÉRDIDAS E INVERSIONES

ASPECTOS COMERCIALES DESTACADOS

8.773 8.6136.0625.005

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

2002 2003 2004 2005

EVOLUCION RECAUDO (MM $)

15.948 22.324 21.835 14.825

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2002 2003 2004 2005

EVOLUCION CARTERA TOTAL (MM $)

195,20 225,80 260,90 253,60

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

2002 2003 2004 2005


1217 20 28

-

5

10

15

20

25

30

2002 2003 2004 2005



• Compras de energía muy competitivas hasta el 2008• Recuperación del margen comercial• Mejora en calidad del servicio• Planeación del sistema a niveles de 34.5kV y 13.2kV• Se redujo en 10 puntos el indicador de pérdidas en tres

años• Reestructuración por procesos el área administrativa • Se alcanzó el óptimo de usuarios por trabajador y una

mayor profesionalización de los mismos

• Reducción significativa de la cartera

RETOS

• Obtener la certificación de calidad del negocio de distribución de energía

• Automatización de subestaciones a 115kV y 34.5kV

• Optimizar la operación de la red• Poner en funcionamiento el call center• Capacitación del personal• Obtener la calificación de riesgos de Duff

and Phelps

ELECTROHUILA

6.512 6.94016.661 27.035

0

10.000

20.000

30.000

2002 2003 2004 2005


13.842 14.327 17.68831.819

010.00020.00030.00040.000

2002 2003 2004 2005


333

9.004

17.204

(855)(2.000)

-2.0004.0006.0008.000

10.00012.00014.00016.00018.00020.000

2002 2003 2004 2005


EVOLUCION INDICE DE PÉRDIDAS E INVERSIONES

31,97%27,26%

22,71%24,71%19,12%

13,74%

33,26%

24,44%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

2002 2003 2004 2005


4.216 7.241 14.52331.540

010.00020.00030.00040.000

2002 2003 2004 2005

EVOLUCION INVERSIONES (MM$)

54 5471 94

-

20

40

60

80

100

2002 2003 2004 2005


5.7958.680

12.541 12.791

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

2002 2003 2004 2005


15.730 11.2809.479 8.301

-

5.000

10.000

15.000

20.000

2002 2003 2004 2005

EVOLUCION CARTERA TOTAL

215,31 256,65 305,59 302,56

-50,00

100,00150,00

200,00250,00

300,00350,00

2002 2003 2004 2005

EVOLUCION COSTO UNITARIO


PRINCIPALES ACCIONESY LOGROS

1. LA EMPRESA HOY SE ENCUENTRA CERCA DEL PUNTO DE EQUILIBRIO DE PERDIDAS, ESTIMADO EN EL 22.5 %

2. SE CONSTRUYERON TRES SUBESTACIONES CON RECURSOS PROPIOS, QUE MEJORARAN LOS NIVELES DE CONFIABILIDAD Y CONTINUIDAD DEL SERVICIO

3. SE LOGRARON ACUERDOS CON LOS ENTES DEPARTAMENTALES Y MUNICIPALES PARA LA AMPLIACION DE COBERTURA EN ELECTRIFICACION RURAL POR CERCA DE 13000 MILLONES DE PESOS.

4. SE OBTUVIERON UTILIDADES OPERATIVAS SUPERIORES A 17000 MILLONES EN EL 2005 A PESAR QUE LAS TARIFAS NO SE INCREMENTARON

5. CREACION DEL FONDO PENSIONAL DE ELECTROHUILA

RETOS

1. CONSTRUCCION DEL PUNTO DE CONEXION 230/115 KV INVERSION DE 7500 MILLONES DE PESOS CON RECURSOS PROPIOS A MARZO DE 2007

2. CONSTRUCCION DE UN CENTRO DE CONTROL EN NEIVA PARA EL MANEJO DE TODAS LAS SUBESTACIONES A FEBRERO DE 2007

3. LLEVAR A UN AMBIENTE GRAFICO TODAS LAS REDES DEL SISTEMA ELECTRICO DE ELECTROHUILA A JUNIO DE 2006

4. ESTUDIOS DE FACTIBILIDAD EN PLANTAS DE GENERACION HIDRAULICA CON CAPACIDAD DE 10 MW A OCTUBRE DE 2006

5. TERCERIZACION DE ACTIVIDADES NO MISIONALES DE LA EMPRESA, ARRANCANDO POR EL PARQUE AUTOMOTOR

ELECTROCAQUETA

1.409

4.609 3.860

-187-1.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

2002 2003 2004 2005


1.547 1.7755.040 4.334

02.0004.0006.000

2002 2003 2004 2005


EVOLUCION EBITDA Y UTILIDAD OPERATIVA

5.245 5.034 5.3344.286

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2002 2003 2004 2005


286 285 456

5.664

0

2.000

4.000

6.000

2002 2003 2004 2005


EVOLUCION DE LAS INVERSIONES Y SALDO EN CAJA

EVOLUCION INDICE DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

26,35%28,12%32,45%29,68%

27,90%25,11%

27,06%31,61%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

2002 2003 2004 2005



• Separación de los procesos comerciales• Modernización de los sistemas de control y

protección de las subestaciones principales • Reducción en un 2% del índice de pérdidas

de energía• Adquisición de 6.500 medidores para cambio

de obsoletos y normalización de usuarios

RETOS

• Puesta en marcha del sistema de facturación en sitio

• Análisis de nuevas posibilidades de interconexión del departamento

• Automatizar la subestación Centro

• Proyecto subestación satélite en Florencia para mejorar la potencia en el sur

1.24748.281 59.838

-15.134

-50.000

0

50.000

100.000

2002 2003 2004 2005


-65.038 -70.496-28.494 -36.128

-100.000

-50.000

0

2002 2003 2004 2005


199 4.229

46.008 45.216

010.00020.00030.00040.00050.000

2002 2003 2004 2005


29.87645.852

29.13842.174

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

2002 2003 2004 2005


0 0 0

18

0

5

10

15

20

2002 2003 2004 2005


10.03611.711

13.716 15.105

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

2002 2003 2004 2005


40.985 35.927 34.085 31.134

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

2002 2003 2004 2005


226,33271,91

317,40 326,50

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

2002 2003 2004 2005



EVOLUCION INDICADOR PÉRDIDAS DE ENERGÍA

26,80%27,05%27,31%30,54%

14,40%15,53%14,83%15,36%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

2002 2003 2004 2005



• Se resolvió la problemática de pasivos generados por Paipa IV entregando a GENSA el negocio de generación

• Recuperación de usuarios no regulados• Incremento considerable en recaudos con

reducción de cartera• Fondeo del pasivo pensional con $20.000

millones• Inversiones en distribución por $40.000 millones Inversiones en distribución por $40.000 millones

(construcción y mejoramiento de líneas; así (construcción y mejoramiento de líneas; así como automatización de subestaciones)como automatización de subestaciones)

RETOS

• Consolidarse como una empresa completamente viable al enfocarse en los negocios de transmisión, distribución y comercialización

• Reducir pérdidas de energía a menos del 25%• Obtener la certificación de calidad ISO 9001• Nuevo Centro de control regional a 115kV,

mejorando la operación del sistema• Construcción y puesta en operación de la línea

Paipa – Tunja - Chiquinquirá a 115kV

7.024

31.719 33.469 34.710

0

10.000

20.000

30.000

40.000

2002 2003 2004 2005


-14.300

9.563 14.791 11.882

-20.000

-10.000

0

10.000

20.000

2002 2003 2004 2005

EVOLUCION UTILIDAD OPERACIONAL (MM $)

15.654 11.83116.538 23.200

05.000

10.00015.00020.00025.000

2002 2003 2004 2005



16.19420.974 19.383 21.563

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2002 2003 2004 2005


67.62452.494 47.592 46.404

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

2002 2003 2004 2005

EVOLUCION CARTERA TOTAL(MM $)

93 105 117

232

0

50

100

150

200

250

2002 2003 2004 2005


207,18249,97 280,04 273,47

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

2002 2003 2004 2005


EVOLUCION INDICADOR DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

20,90%

26,74%27,01%26,55%

23,88% 24,52%23,94%

20,78%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

2002 2003 2004 2005



• Georeferenciación del sistema en todo el área metropolitana y próximamente en los demás municipios

• Exitoso programa de reducción de pérdidas• Obtención de la certificación de calidad ISO 9001 - 2000• Implementación Códigos de Buen Gobierno• Cambio en la estrategia comercial enfocada a

recuperación de grandes clientes con la entrada en operación de Cencol, que le dio vuelta al negocio de Comercialización

• Se lideró el tema de Responsabilidad Social Empresarial (Junta Directiva Social con Vocales de Control, Cartilla del Usuario, etc.)

RETOS

• Viabilización del negocio de generación. Para las térmicas mediante acuerdos con ECOPETROL y Termoyopal; y para las hidroeléctricas con optimización de costos operativos y eventuales repotenciaciones

• Estructurar una solución definitiva a las áreas de difícil gestión, especialmente en Barrancabermeja y sur de Bolívar

• Profundizar en cultura del valor en la empresa• Robustecer el sistema de distribución con

importantes inversiones en redes y subestaciones

CENS

13.660 16.709 18.52330.010

0

10.000

20.000

30.000

40.000

2002 2003 2004 2005


4.205 4.49010.486

-1.125

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

2002 2003 2004 2005


9.65914.354 13.680 19.380

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2002 2003 2004 2005


35.418 31.865 40.48357.540

0

20.000

40.000

60.000

80.000

2002 2003 2004 2005


CENSASPECTOS COMERCIALES

DESTACADOS

36 38 34

54

0

10

20

30

40

50

60

2002 2003 2004 2005


211,97247,29 245,24 254,45

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

2002 2003 2004 2005


10.926 13.077 14.001 13.590

0

5.000

10.000

15.000

2002 2003 2004 2005


33.555 37.897 30.881 31.473

0

10.000

20.000

30.000

40.000

2002 2003 2004 2005


EVOLUCION INDICADOR DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA CENS

25,17%26,99%

30,59%32,44%

22,71%24,30%27,90%29,44%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

2002 2003 2004 2005



• Exitoso programa de reducción de pérdidas de energía, pasando del 32% a menos del 25% en dos años

• Digitalización de los archivos de clientes e historias laborales

• Construcción de obras civiles y adjudicación de equipos para la subestación la ínsula

• Sistematización de subestaciones• Importante gestión social• Compras de energía hasta diciembre de 2008 con

ahorros superiores a los $12.000 millones• Incremento del flujo de caja en $23.000 millones a

pesar de la reducción de la tarifa

CENS

RETOS

• Obtención certificación OSHAS 18001• Obtención certificación ISO 9001 a las

sucursales• Puesta en servicio del Call Center• Reducir el índice de pérdidas a menos del

22%• Culminar proceso de georeferenciación del

sistema e integrarlo con el módulo operativo, comercial y financiero

• Culminar con el proceso de automatización de las principales subestaciones del sistema

CENS

9.584 17.836

-1.726-2.114-5.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

2002 2003 2004 2005


-7.286

3.46310.010

-3.423-10.000

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

2002 2003 2004 2005


7612.864 4.409

12.871

02.0004.0006.000

8.00010.00012.00014.000

2002 2003 2004 2005


6.7953.026

8.727

20.202

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2002 2003 2004 2005



38.875 44.898

20.871

35.448

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

2002 2003 2004 2005


5.407 5.2987.614 7.859

01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000

2002 2003 2004 2005


01

45

0

1

2

3

4

5

6

2002 2003 2004 2005


248,50281,00 310,64 307,09

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

2002 2003 2004 2005


EVOLUCION INDICADOR DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

37,21%40,95%44,49%44,76%

32,79%35,02%36,78%37,20%

0,00%5,00%

10,00%15,00%

20,00%25,00%30,00%

35,00%40,00%

45,00%50,00%

2002 2003 2004 2005



• Gestión de FOES para más de 125.000 usuarios con Gestión de FOES para más de 125.000 usuarios con valores cercanos a los $3.900 millonesvalores cercanos a los $3.900 millones

• Las pérdidas de energía se han reducido en más de 5 Las pérdidas de energía se han reducido en más de 5 puntos con inversiones que superan los $7.500 millonespuntos con inversiones que superan los $7.500 millones

• Rápida solución a situaciones de ataque a la Rápida solución a situaciones de ataque a la infraestructura pasto – tumaco (ej. Septiembre)infraestructura pasto – tumaco (ej. Septiembre)

• Ejecución proyectos FAER por más de $4.200 millonesEjecución proyectos FAER por más de $4.200 millones• Ejecución de convenios con el IPSE para la prestación del Ejecución de convenios con el IPSE para la prestación del

servicio en ZNI de Cauca, Putumayo y Nariño por más de servicio en ZNI de Cauca, Putumayo y Nariño por más de $5.000 millones$5.000 millones

• Por primera vez en los últimos años, la CGR feneció la Por primera vez en los últimos años, la CGR feneció la cuenta de la empresacuenta de la empresa

RETOS

• Tercerización del proceso comercial en la zona pacífico

• Optimizar sistema de información, georeferenciación del sistema y procesos comerciales

• Profundizar el programa de reducción y control de pérdidas procurando llegar al 30%

92.629177.474 177.235 194.847

-50.000

100.000150.000200.000250.000

2002 2003 2004 2005


-192.443-235.379

61.70556

-300.000

-250.000

-200.000

-150.000

-100.000

-50.000

0

50.000

100.000

2002 2003 2004 2005


179.944

-227.850

48.207

278.083

-300.000

-200.000

-100.000

0

100.000

200.000

300.000

400.000

2002 2003 2004 2005

EVOLUCION VALOR DEL PATRIMONIO (MM $)


• Nuevos contratos con CERROMATOSO S.A. y CARBONES DEL Nuevos contratos con CERROMATOSO S.A. y CARBONES DEL CERREJÓN, ambos por 5 años. CERREJÓN, ambos por 5 años.

• El esquema de generación incremental - GPGI, ha brindado, de enero a El esquema de generación incremental - GPGI, ha brindado, de enero a septiembre de 2005, ingresos adicionales al país de $31.000 millones por septiembre de 2005, ingresos adicionales al país de $31.000 millones por concepto de rentas de congestión, disminución de restricciones y concepto de rentas de congestión, disminución de restricciones y operación comercial de CORELCA.operación comercial de CORELCA.

• La generación con Fuel Oil de las Unidades Barranquilla 3 y 4 evitó La generación con Fuel Oil de las Unidades Barranquilla 3 y 4 evitó racionamientos del orden de 7.2. GWh durante el mes de septiembre, racionamientos del orden de 7.2. GWh durante el mes de septiembre, ante déficit de gas.ante déficit de gas.

• Definición de la ingeniería conceptual del Sistema de Cenizas de Definición de la ingeniería conceptual del Sistema de Cenizas de Termoguajira y de los términos de referencia para el desarrollo de los Termoguajira y de los términos de referencia para el desarrollo de los proyectos relacionados con la rehabilitación del Sistema de Quemado proyectos relacionados con la rehabilitación del Sistema de Quemado de Carbón en las Unidades 1 y 2 de Termoguajira.de Carbón en las Unidades 1 y 2 de Termoguajira.

• Disminución del 24% de la planta de personal (De 230 a 175 cargos)Disminución del 24% de la planta de personal (De 230 a 175 cargos)

PRINCIPALES ACCIONES Y LOGROS (2)

• Prestación del servicio médico a través de EPSs del Prestación del servicio médico a través de EPSs del mercado en reemplazo de la EAS interna, en proceso de mercado en reemplazo de la EAS interna, en proceso de liquidación. liquidación.

• Implementación del régimen prestacional para el Personal Implementación del régimen prestacional para el Personal de Dirección, Manejo y Confianza en sustitución de los de Dirección, Manejo y Confianza en sustitución de los beneficios convencionalesbeneficios convencionales

• A la fecha, se han obtenido 179 fallos favorables en A la fecha, se han obtenido 179 fallos favorables en materia civil y 14 fallos favorables en materia laboral en la materia civil y 14 fallos favorables en materia laboral en la Corte Suprema de Justicia, con lo cual se ha logrado una Corte Suprema de Justicia, con lo cual se ha logrado una disminución en las contingencias en cuantía superior a disminución en las contingencias en cuantía superior a $33.400 millones.$33.400 millones.

• Realización de la primera jornada médico-quirúrgica Realización de la primera jornada médico-quirúrgica atendiendo a 2.097 pacientes.atendiendo a 2.097 pacientes.

• Implementación del proyecto Granja IntegralImplementación del proyecto Granja Integral• Implementación del programa de reforestación en la Implementación del programa de reforestación en la

cuenca del río Cañas.cuenca del río Cañas.

RETOS

• Consolidar el proceso de reestructuración financiera, comercial, Consolidar el proceso de reestructuración financiera, comercial, operativa y administrativaoperativa y administrativa

• Lograr con TEBSA S.A., la instalación de una sexta turbina de 90 Lograr con TEBSA S.A., la instalación de una sexta turbina de 90 MW para completar un nuevo ciclo combinado de 150 MW e MW para completar un nuevo ciclo combinado de 150 MW e insistir en el sistema Wet Compressioninsistir en el sistema Wet Compression

• Definir y evaluar para Termoguajira alternativas de aumento de Definir y evaluar para Termoguajira alternativas de aumento de capacidadcapacidad

• Poner en marcha del sistema de quemado de carbón de las Poner en marcha del sistema de quemado de carbón de las unidades de generación de Termoguajira, de manera que se unidades de generación de Termoguajira, de manera que se cuente con una dualidad de consumo de combustible.cuente con una dualidad de consumo de combustible.

• Realizar la prueba de Heat Rate en Octubre de 2006 que permitirá Realizar la prueba de Heat Rate en Octubre de 2006 que permitirá optimizar el CxC de las unidades Termoguajira con carbónoptimizar el CxC de las unidades Termoguajira con carbón

• Mejorar los indicadores de Termoguajira (eficiencia, Mejorar los indicadores de Termoguajira (eficiencia, disponibilidad, heat rate)disponibilidad, heat rate)

• Lograr un cambio cultural para una operación segura, económica Lograr un cambio cultural para una operación segura, económica y confiable de las unidades de generación propias.y confiable de las unidades de generación propias.

EMPRESA URRA

4.777 7.068

24.469

39.346

05.000

10.00015.00020.00025.00030.00035.00040.00045.000

2002 2003 2004 2005


-20.558-14.384

2.990

23.058

-25.000-20.000-15.000-10.000-5.000

05.000

10.00015.00020.00025.00030.000

2002 2003 2004 2005


340 192

5.764

18.435

0

5.000

10.000

15.000

20.000

2002 2003 2004 2005


1.295 653

10.184

22.919

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2002 2003 2004 2005



• Control eficiente de caudal en el río Sinú evitando Control eficiente de caudal en el río Sinú evitando inundacionesinundaciones

• Censo con DANE de indígenas beneficiados de fallo Censo con DANE de indígenas beneficiados de fallo de tutela, depurando considerablemente el número de tutela, depurando considerablemente el número de beneficiadosde beneficiados

• Índice disponibilidad de la planta superior al 97%Índice disponibilidad de la planta superior al 97%• Mayores ingresos por venta de energía y servicio Mayores ingresos por venta de energía y servicio

AGCAGC• Se concretó la donación al MinInterior de la ciudadela Se concretó la donación al MinInterior de la ciudadela

Urrá – CorelcaUrrá – Corelca• Con MinAmbiente se redujeron sus requerimientos Con MinAmbiente se redujeron sus requerimientos

en la licencia en cuanto a calidad de agua, hidrología en la licencia en cuanto a calidad de agua, hidrología e hidráulicae hidráulica

RETOS

• Reestructuración de la deuda externa a pesos

• Capitalización de la deuda causada con el MHCP

• Cancelar con recursos propios $47.000 millones al servicio de la deuda externa (equivalente al 50% de la misma en la vigencia 2006)

• Gestionar temas pendientes de ajustar en la licencia con el MVADT

CAPITALIZACIÓN EN GENSA DE LAS CENTRALES TERMOPAIPA E

HIDROPRADO• El Gobierno Nacional diseñó una estrategia de saneamiento financiero de

EBSA (documento CONPES 3327 del 20 de diciembre de 2004).

• Se estableció que las unidades de generación de energía Paipa 1, 2 y 3, en ese entonces propiedad de EBSA (previamente el IPSE debía capitalizar en EBSA su participación en la propiedad de Paipa 3) sean capitalizadas en GENSA, quien las operará y explotará en calidad de propietaria. En una primera etapa, mientras se formalizaba la capitalización y entrega, GENSA realizó el AOM de las unidades como contratista de la EBSA, pues esta última empresa desvinculó todo el personal que trabajaba en su actividad de generación.

• La estrategia contempló también la capitalización en GENSA de la parte de propiedad que tenía el IPSE en la Central Hidroeléctrica de Prado y su posterior venta para dotar a GENSA de capital de trabajo.

• Así mismo, se estableció que el Contrato de Suministro de Energía y Potencia suscrito por la EBSA con la Compañía Eléctrica de Sochagota CES, para la unidad Paipa 4, se cediera a GENSA.

• A partir del 24 de octubre de 2005 GENSA es propietaria de las centrales en mención.

AOM DE CENTRALES, SUBESTACIONES Y LÍNEAS

• GENSA realiza el AOM de la central Termopaipa en sus unidades 1, 2 y 3 (181 MW), y comercializa su energía en conjunto con la de la central paipa 4 (168 MW).

• GENSA realiza la interventoría integral de la administración, operación, mantenimientos preventivos, predictivos, correctivos, reparaciones, mejoras y comercialización de la energía de la central hidroeléctrica de río Prado, actualmente propiedad de GENSA en un 87,27% (antes del IPSE), realizada por el arrendatario EGETSA a través de operador y comercializador idóneos.

• GENSA viene celebrando con el IPSE el Convenio Marco Interadministrativo, el cual tiene por objeto el AOM de la infraestructura eléctrica del IPSE en varias localidades de las ZNI.

Derivados del Convenio Marco se firmaron convenios específicos para:– AOM de la subestación 8 MVA y el tramo de línea de transmisión de

34.5 KV en territorio colombiano en el trayecto Puerto Páez – Puerto Carreño

– AOM de la Central de Generación de Inírida (Guainía)– AOM de la Central de Generación de Mitú (Vaupés)– AOM de la Central de Generación de Leticia (Amazonas)– AOM de la central de generación de Guapi (Cauca)– AOM de la PCH Mutatá de bahía Solano (Chocó)

• GENSA adelanta el AOM del punto de conexión a 44 kv en la Subestación Caucheras, la línea a 44 kv entre Caucheras y la Subestación Río Sucio.

SERVICIOS DE GENSA EN ESTUDIOS DE CONSULTORÍA Y GERENCIAMIENTO DE

PROYECTOS

• Desde enero de 2004 GENSA viene realizando para la CHEC el Mantenimiento Civil de la Plantas Hidroeléctricas Mayores y Menores del Sistema de Generación (180 MW) el cual implica inversiones superiores a los $1.000 Millones anuales.

• En el programa de Remodelación de Redes de Distribución del Sistema de la CHEC, GENSA adelanta para ésta la interventoría de los contratos de ejecución de obra y el análisis, gestión de información y coordinación logística del desarrollo de las obras, mediante contratos por cuantía total cercana a los $2.100 Millones y un tiempo de ejecución de 18 meses, trabajos iniciados en el último trimestre del 2005.

• GENSA realizó para la CHEC entre junio y julio de 2005, la valoración de los estudios existentes del proyecto hidroeléctrico Miel II, proyecto en fase de diseño, con licencia ambiental otorgada por el Ministerio del Ambiente y con una capacidad instalada de 405 MW, ubicado en los municipios de Marquetalia y Samaná en el departamento de Caldas.

• Mediante Convenio Interadministrativo de asistencia técnica y manejo de recursos entre La Nación, el Ministerio de Minas y Energía y GENSA, se adelanta el programa de normalización de redes de algunos barrios subnormales de las ciudades de Barranquilla, Cartagena, Santa Marta y Valledupar.

• En Diciembre de 2004 se celebró el Convenio No.169-2004 entre el IPSE y GENSA para adelantar los Estudios de Identificación, Planeamiento y Diseño de Soluciones Energéticas para las ZNI y la Construcción de Proyectos de Inversión Energética para el Desarrollo de las ZNI. Las localidades beneficiadas serán:

Departamento del Amazonas: – La Chorrera: Actualización de los diseños de la PCH y construcción de la primera

etapa.– La Ronda: Construcción de una línea de interconexión eléctrica a un nivel de

tensión de 13.2 kv y construcción de 2 km de redes de baja tensión.

Departamento del Chocó: – Carmen del Darién: Formulación del proyecto (servidumbres, estudios de suelos,

otros), diseño y construcción de una línea de interconexión eléctrica de aproximadamente 30 Km a un nivel de tensión de 13.2 Kv.

– Capurganá y Zapsurro: Construcción de una línea de interconexión eléctrica, de 19 km de longitud, a un nivel de tensión de 34.5 kv entre Acandí y Capurganá.

– Revisión y actualización de los diseños de la PCH de Juradó, potencia 500 KW.– Estudio de alternativas y diseño final de la PCH de Unguía, potencia 1.500 KW.

Departamento del Vaupés: – Carurú: Ampliación y remodelación de la generación eléctrica y las redes de

media y baja tensión.

• GENSA ha venido ejecutando el Convenio No. 026-2004 de asistencia técnica entre la Nación – Ministerio de Minas y Energía – IPSE – GENSA, para encargarse de la gerencia y ejecución del proyecto: “Construcción de la Microcentral Hidroeléctrica de Mitú”, así como la administración y ejecución de los recursos financieros del mismo. En el momento se está dando inicio al proceso de contratación del diseño, fabricación, transporte y montaje de los equipos electromecánicos de generación de la central.

• Se ha venido ejecutando el Convenio No. 027-2004 entre el IPSE y GENSA para el Mejoramiento y Rehabilitación de Microcentrales Eléctricas. Las localidades beneficiadas serán:

– PCH NABUGÁ (Chocó) – Aprovechamiento hidroeléctrico en el Área de Bellavista – Cabecera municipal de Bojayá – Chocó – Fondo de Inversión para la Paz.

– PCH EL BUCO (Cauca) – Rehabilitación de la central.

– PCH EL SINAÍ (Cauca) – Estudio de repotenciación.

– PCH ARARACUARA (Caquetá) – Estudio de repotenciación.

– PCH BAHÍA SOLANO (Chocó) – Estudio de repotenciación.

• A través del Convenio Interadministrativo IPSE - GENSA 122-2004 se estructuran, desarrollan y ejecutan actividades relacionadas con la Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) de la infraestructura eléctrica en localidades de las zonas no interconectadas, contemplados para las zonas 3 y 4 en el “Programa Ejecución de Recursos AOM 2004”. Las localidades beneficiadas son:Departamento del Amazonas: Puerto Nariño, corregimientos La Pedrera y Tarapacá.Departamento del Caquetá: La SolitaDepartamento del Guainía: Inírida, corregimientos de: Barrancominas, Buenos Aires

y San Felipe.Departamento del Meta: La Uribe, La Macarena, Puerto Concordia e inspección de

San Juan de Lozada.Departamento del Vaupés: Mitú y Taraira.Departamento del Vichada: Santa Rosalía, inspecciones de Chupave, El Tuparro,

Puerto Nariño e internado Santa Teresita del Tuparro.

• Mediante Convenio GSA-021-04 con el Ministerio de Minas y Energía se ha venido realizando la administración general y la ejecución de los recursos del Fondo de Apoyo financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas – FAZNI, asignados por el comité administrativo de dicho fondo, mediante el acuerdo 008 CA. Los proyectos son:

- Adquisición y puesta en funcionamiento de un grupo electrógeno tipo PRIME de 350 KW para suministro de energía eléctrica a la cabecera municipal de Solita, departamento de Caquetá. (Ejecutado)

- Sistema de interconexión eléctrica de media y baja tensión entre Ciudad Mutis (Municipio Bahía Solano) y el corregimiento de Punta Huina, departamento del Chocó.(Ejecutado)

- Rehabilitación de la PCH GABYPOL y construcción de redes de media y baja tensión en la inspección de Araracuara, municipio Solano, departamento del Caquetá. (En ejecución)

• Para la EIS de Cúcuta GENSA realizó la adquisición, suministro e instalación del Sistema de Compensación Capacitiva para el Sistema de Acueducto de la ciudad Cúcuta en una primera etapa, con el objeto de minimizar un gran consumo de energía reactiva.

• Para el Fondo de Inversión para La Paz y para la Red de Solidaridad Social, GENSA adelantó la interventoría técnica, económica y ambiental del proyecto de construcción de la Micro Central Hidroeléctrica Bahía Cupica en el Municipio de Bahía Solano en el departamento del Chocó.

• Para FIDUOCCIDENTE GENSA desarrolló la construcción de la línea de la conexión eléctrica de la MCH de Cupica con el nuevo Cupica, en el municipio de Bahía Solano, en el departamento de Chocó. La infraestructura tiene una longitud de 12,5 km y una tensión de 13,2 KV.

• Para METROAGUA de Santa Marta GENSA adelantó el proyecto “Túnel Bastidas”, consistente en la ejecución de los diseños de un túnel, que servirá para la evacuación de aguas lluvias de un amplio sector de la ciudad de Santa Marta. El túnel es la parte final de un proyecto de evacuación de aguas lluvias que contempla un colector en canal abierto y box culvert, que recorre varios barrios de Santa Marta, los cuales en la actualidad sufren inundaciones frecuentes por lluvias.

GRACIAS!!!!!

Ministerio de Minas y EnergíaRepública de Colombia

ministerio de minas y energía república de colombia gestiÓn de las empresas de energÍa con...

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