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MEMORIA Buenos Aires, 25 de febrero de 2009.
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María Cristina Fuentes Santos
1 1 EDENOR S.A. MEMORIA, ESTADOS CONTABLES, RESEÑA INFORMATIVA E INFORMACIÓN DEL ART. 68 DEL REGLAMENTO DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008 JUNTAMENTE CON EL INFORME DEL AUDITOR Y DE LA COMISION FISCALIZADORA Aquellos accionistas y público en general que estén interesados en tomar conocimiento del informe que se publicará en la autopista informática de la Securities and Exchange Commission (SEC) relativo a los estados contables cerrados al 31 de diciembre de 2008 podrán consultar la página web de Edenor sita en2 2 MEMORIA 2008 Buenos Aires, 25 de febrero de 2009.3 3 EDENOR S.A. - MEMORIA 2008 INDICE 1.- Datos Relevantes Área de Concesión Órganos de Administración y Fiscalización Ejercicio a) Directorio 6 b) Comisión Fiscalizadora Convocatoria Situación Económica del País Sector Eléctrico Operaciones de Edenor 11 a) Gestión Comercial 11 b) Grandes Clientes 13 c) Pérdidas de Energía 14 d) Gestión de Morosidad 15 e) Inversiones 15 f) Gestión Técnica 19 g) Compra de Energía 23 h) Tarifas 25 i) Sistemas 26 j) Recursos Humanos Situación Financiera y Patrimonial Regulación y Control Calidad de Servicio y Producto Responsabilidad Social Empresaria Resultados Económicos 47 a) Destino de los Resultados del Ejercicio 484 4 EDENOR S.A. - MEMORIA Datos Relevantes I. DATOS RELEVANTES Valores históricos en miles de pesos 31 Dic. '02 31 Dic. '03 31 Dic. '04 31 Dic. '05 31 Dic. '06 31 Dic. '07 31 Dic. '08 Total del activo (miles de $) Total del pasivo (miles de $) Patrimonio neto (miles de $) ( ) (6.569) Inversión en bienes de uso (miles de $) Ventas de energía (en GWh) Ventas de energía (en GWh) - sin incluir peaje Compras de energía (en GWh) Pérdidas energéticas 12,32% 12,65% 11,52% 11,04% 11,06% 11,60% 10,77% Total de clientes Total de empleados (propios) Ventas de energía (miles de $) Ventas de energía (miles de $) - sin incluir peaje Resultado neto (miles de $) ( ) (53.041) Precio medio de venta ($ /KWh) 0,0655 0,0675 0,0760 0,0836 0,0825 0,1103 0,1075 Precio medio de venta ($/KWh) - sin incluir peaje 0,0764 0,0779 0,0858 0,0988 0,0977 0,1278 0,1264 Margen bruto medio ($/KWh) 0,0364 0,0356 0,0351 0,0348 0,0343 0,0481 0,0554 NOTA: las cifras monetarias están expresadas en valores históricos.5 5 Valores ajustados por inflación en miles de pesos 31 Dic. '02 31 Dic. '03 31 Dic. '04 31 Dic. '05 31 Dic. '06 31 Dic. '07 31 Dic. '08 Total del activo (miles de $) Total del pasivo (miles de $) Patrimonio neto (miles de $) Inversión en bienes de uso (miles de $) Ventas de energía (en GWh) Ventas de energía (en GWh) - sin incluir peaje Compras de energía (en GWh) Pérdidas energéticas 12,32% 12,65% 11,52% 11,04% 11,06% 11,60% 10,77% Total de clientes Total de empleados (propios) Ventas de energía (miles de $) Ventas de energía (miles de $) - sin incluir peaje Resultado neto (miles de $) ( ) (89.939) ( ) (64.218) Precio medio de venta ($ /KWh) 0,0825 0,0675 0,0760 0,0836 0,0825 0,1103 0,1075 Precio medio de venta ($/KWh) - sin incluir peaje 0,0970 0,0779 0,0858 0,0988 0,0977 0,1278 0,1264 Margen bruto medio ($/KWh) 0,0385 0,0356 0,0351 0,0348 0,0343 0,0481 0,0554 NOTA: las cifras monetarias se encuentran expresadas en moneda homogénea según lo dispuesto por la resolución N 441/03 de la Comisión Nacional de Valores. 2.-ÁREA DE CONCESIÓN El ámbito en el que EDENOR S.A. está obligada a prestar el servicio en los términos de su contrato de concesión, comprendiendo las siguientes zonas: En Capital Federal: la delimitada por Dársena "D", calle sin nombre, traza de la futura Autopista Costera, prolongación Avenida Pueyrredón, Avenida Pueyrredón, Avenida Córdoba, vías del Ferrocarril San Martín, Avenida General San Martín, Zamudio, Tinogasta, Avenida General San Martín, Avenida General Paz y Río de La Plata. En la Provincia de Buenos Aires comprende los Partidos de Belén de Escobar, General Las Heras, General Rodríguez, ex General Sarmiento (que ahora comprende San Miguel, Malvinas Argentinas y José C. Paz), La Matanza, Marcos Paz, Merlo, Moreno, ex Morón (que ahora comprende Morón, Hurlingham e Ituzaingó), Pilar, San Fernando, San Isidro, San Martín, Tigre, Tres de Febrero y Vicente López.6 6 3.-ÓRGANOS DE ADMINISTRACIÓN Y FISCALIZACIÓN. - EJERCICIO 2008 DIRECTORIO PRESIDENTE: VICEPRESIDENTE: DIRECTORES TITULARES: Alejandro Macfarlane Marcos Marcelo Mindlin Damián Miguel Mindlin Gustavo Mariani Luis Pablo Rogelio Pagano Maximiliano Alejandro Fernandez Alfredo Mac Laughlin (hasta el 15 de abril de 2008) Eduardo Llanos (desde el 15 de abril de 2008) Ricardo Torres Diego Martín Salaverri Edgardo Alberto Volosín Ignacio Raúl Chojo Ortiz Rafael Mancuso DIRECTORES SUPLENTES: Jorge Grecco Javier Douer Pablo Díaz Ariel Schapira Brian Henderson Ricardo Sericano Maia Chmielewski Gabriel Cohen Eduardo Maggi Alejandro Mindlin Carlos Florencio Correa Urquiza SECRETARIO: Jaime Javier Barba COMISION FISCALIZADORA MIEMBROS TITULARES: MIEMBROS SUPLENTES: Javier Errecondo José Daniel Abelovich Marcelo Javier Ruiz Santiago Dellatorre Marcelo Héctor Fuxman Roberto Daniel Murmis7 7 4.- CONVOCATORIA EMPRESA DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA NORTE S.A. (EDENOR S.A.) C O N V O C A T O R I A A ASAMBLEA GENERAL ORDINARIA DE ACCIONISTAS Convócase a los Sres. Accionistas de las Clases A, B y C de la Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte Sociedad Anónima (EDENOR S.A.) a la Asamblea General Ordinaria, a celebrarse el día 31 de marzo del año 2009, a las 11 hs. en primera convocatoria y a las 12 hs en segunda convocatoria, en el domicilio de calle Azopardo 1025, Piso 16, de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a fin de considerar el siguiente Orden del Día: 1) Designación de dos accionistas para firmar el acta. 2) Consideración de la Memoria, Balance General, Estado de Resultados, Estado de Evolución del Patrimonio Neto, Estado de Flujo de Efectivo, Documentación Anexa, Reseña Informativa, Información requerida por el artículo 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, Informes del Contador Certificante y de la Comisión Fiscalizadora, y Destino del Resultado del ejercicio cerrado al 31 de diciembre de ) Consideración de la gestión del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de ) Consideración de las remuneraciones a los Directores por $ correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre del año ) Consideración de las remuneraciones a los señores miembros de la Comisión Fiscalizadora por $ correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de ) Designación de doce (12) directores titulares y doce (12) suplentes; siete (7) titulares y siete (7) suplentes por la Clase A, cinco (5) titulares y cinco (5) suplentes por las Clases B y C, en forma conjunta. 7) Designación de tres (3) miembros titulares y tres (3) suplentes de la Comisión Fiscalizadora, dos (2) titulares y dos (2) suplentes por la Clase A y un (1) titular y un (1) suplente por las Clases B y C en forma conjunta. 8) Determinación de la retribución del Contador Certificante por el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de ) Designación del Contador Público Nacional que certificará los Estados Contables correspondientes al ejercicio económico en curso. Determinación de su retribución. 10) Consideración del presupuesto del Comité de Auditoría y del Comité Ejecutivo del Directorio para el ejercicio Se recuerda a los Sres. Accionistas que Caja de Valores S.A., con domicilio en 25 de Mayo 362 (C1002ABH) Ciudad Autónoma de Buenos Aires, lleva el registro de acciones escriturales de la Sociedad. A fin de asistir a la Asamblea, deberán obtener una constancia de la cuenta de acciones escriturales liberada al efecto por Caja de Valores S.A. y presentar dicha constancia para su inscripción en el Registro de Asistencia a Asambleas en el Piso 15 (Gerencia de Asuntos Legales) de la sede de la Sociedad, sita en Azopardo 1025, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta el 25 de marzo inclusive, asimismo, deberán presentar al momento de entregar la constancia copia del instrumento que acredite la personería y representación del accionista que asista a la Asamblea, en el horario de 09:30 a 18:00. La Sociedad entregará a los Sres. Accionistas los comprobantes de recibo que servirán para la admisión a la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria. Designado Director por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria celebrada el 15 de abril de 2008, Acta n 53, electo Presidente en la Reunión de Directorio celebrada el 22 de abril de 2008 conforme surge del Acta n 287. Alejandro Macfarlane. Presidente.8 8 5.- SITUACIÓN ECONÓMICA DEL PAÍS Durante 2008 la economía argentina continuó creciendo, aunque mostrando desaceleración en relación al período previo. Así, durante el pasado año el producto bruto real habría registrado una expansión de alrededor 6,0% frente a un crecimiento promedio de 8,8% entre 2003 y A pesar de este menor dinamismo, la economía acumula seis años de crecimiento ininterrumpido, con un incremento del orden del 60.9% desde el piso registrado a principios de 2002, superando ampliamente el máximo anterior alcanzado en 1998 (en aproximadamente 30,3%). La inversión doméstica también mostró un menor dinamismo durante 2008, creciendo 10.5% en relación a 2007, siendo el incremento interanual promedio entre 2003 y 2007 de 25,3%. Sin embargo, aún se mantiene en valores históricamente altos en relación al producto, alcanzando alrededor del 23,0% del PBI. Por su parte, la tasa de empleo volvió a caer en 2008, retrocediendo 0,4 puntos porcentuales versus una caída de 1,2 puntos porcentuales en el año 2007, ubicándose en el último trimestre en torno al 7,1% de la población económicamente activa. En materia fiscal, se observó una desaceleración en la expansión del gasto primario (desde 45,8% en 2007 a 35,3% en 2008), lo que junto a la buena performance de la recaudación (que mantuvo una tasa de crecimiento de 34,7%), permitió una mejora del superávit primario del Sector Público Nacional, que en términos del PBI se ubicaría en 2008 en un 3,5% aproximadamente, vs. el 3,2% observado en La política monetaria se mantuvo en línea con los objetivos de años anteriores. El BCRA se propuso nuevamente evitar oscilaciones significativas del tipo de cambio, aunque el clima de incertidumbre local y el fuerte deterioro en el escenario externo atentaron contra su estrategia de acumulación de reservas internacionales. La merma en el ritmo de crecimiento se inició hacia principios de 2008, cuando al proceso de inflación creciente se le sumó la crisis entre el gobierno y el sector agropecuario entre los meses de abril y julio, que afectó la confianza doméstica e impulsó la demanda de divisas. A pesar de esta crisis, el primer semestre fue muy favorable para la economía argentina en términos de precios de los commodities que exporta. Unos meses más tarde, la agudización de la crisis financiera en EE.UU. durante septiembre y octubre y su contagio a las principales plazas del mundo, impactó negativamente sobre la economía argentina, principalmente a través de la caída del tipo de cambio nominal multilateral y el desplome en el precio de los commodities de exportación. A esto se le sumó la estatización el sistema previsional privado de capitalización que generó cierto grado de incertidumbre doméstica e internacional sobre Argentina (que se tradujo en una mayor demanda de divisas, mayores tasas de interés y en menor consumo e inversión). Si bien esta situación ha tendido a calmarse, aún no se ha podido recuperar por completo la confianza de consumidores e inversores (internos y externos). El 2009 plantea importantes desafíos para la economía argentina que, dado el contexto actual podría implicar cierta desaceleración en el nivel de actividad económica. La performance en materia de actividad dependerá de la evolución de dos factores básicos: el contexto internacional (especialmente, en términos de volatilidad financiera y caída en el precio de commodities) y la solidez fiscal. Habrá que seguir delineando las condiciones (no sólo macroeconómicas, sino también microeconómicas) para lograr un crecimiento económico positivo a pesar del contexto internacional desfavorable. 6.- SECTOR ELÉCTRICO Luego de seis años, en el marco de un programa de reducción de subsidios, el Gobierno Nacional autorizó, mediante la resolución S.E. N 1169/08 un aumento diferenciado en los precios del Mercado Eléctrico Mayorista aplicado a los sectores residenciales de mayores ingresos de todo el país, quienes hasta septiembre de 2008 continuaban con precios estacionales correspondientes al año Los costos de operación en el sector de generación se han visto nuevamente incrementados debido al pico del precio del petróleo en el mercado internacional así como al mayor consumo de fuel oil y gas oil9 9 que alcanzaron valores superiores a y toneladas, respectivamente, dada la estrategia adoptada de maximizar la reserva hidroeléctrica. En el último trimestre del año, se verificó un marcado descenso del precio del petróleo que de mantenerse en los valores actuales permitirá reducir significativamente los sobrecostos operativos. La indisponibilidad del parque térmico continuó en ascenso debido tanto a la mayor exigencia de las máquinas cuando utilizan combustible líquido para generar en lugar de gas natural como a fallas en transformadores asociados. En referencia a la remuneración de la capacidad del parque de generación, tampoco se modificó la regulación sancionada y aplicada desde enero del año 2002, que limita la sanción del costo marginal de corto plazo así como también suspende el reconocimiento en US$ del costo de la potencia puesta a disposición, conceptos esenciales de la remuneración de los generadores de energía eléctrica. Debido a las dificultades para dar curso a los mantenimientos de las unidades de generación, la Secretaría de Energía dispuso un régimen especial de financiamiento bajo la forma de Contratos de Compromiso de Abastecimiento asociados a la reparación y/o repotenciación de generadores. Con respecto al financiamiento del mercado mayorista, al igual que durante los años anteriores, dependió esencialmente de los aportes al Fondo Unificado que efectuó el Estado Nacional, que acumulan préstamos que alcanzan la suma de aproximadamente millones de pesos al 31/12/2008. De acuerdo al artículo 19 de la Ley N de Presupuesto General de la Administración Nacional para el año 2009, el Poder Ejecutivo Nacional otorgará aportes no reintegrables del Tesoro Nacional al Fondo Unificado, con destino al pago de las obligaciones exigibles de dicho Fondo para el cumplimiento de sus funciones específicas y al sostenimiento sin distorsiones del sistema de estabilización de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La oferta de gas destinada al sector eléctrico creció levemente con respecto al año previo pero continuó siendo insuficiente para atender el crecimiento de la demanda de las centrales térmicas. A fin de subsanar el déficit, la Subsecretaría de Combustibles continuó aplicando el Programa Complementario de Abastecimiento al Mercado Interno de Gas (Res. S.E. N 659/04), redireccionando volúmenes de gas bajo la gestión de CAMMESA. Con el objetivo de seguir impulsando el uso racional de la energía, se modificó el Programa de Uso Racional y Eficiente de la Energía, lanzado en el 2005, eliminando las bonificaciones a los usuarios con consumos bimestrales superiores a 1000 kwh y a aquellas industrias que no puedan demostrar que han implementado una política de uso eficiente de energía. En idéntico sentido, fue modificado el Programa de Uso Racional del Gas Natural. Debido al satisfactorio ahorro de potencia y energía obtenido, el Gobierno Nacional decidió continuar con la política de modificación de la hora oficial, para aprovechar al máximo las condiciones de las distintas estaciones del año. EDENOR adhirió al Programa Nacional de Uso Racional y Eficiente de la Energía (PRONUREE), del que participan más de 762 municipios de todo el país. Las distribuidoras de energía colaboraron repartiendo en todo el país más de de lámparas de bajo consumo en más de hogares y edificios del Gobierno Nacional. La Secretaría de Energía continuó implementando la resolución SE N 1.281/06, concretándose los primeros contratos bajo la modalidad de energía plus a partir del mes de octubre. Cabe destacar que estos contratos reconocen al generador un precio que incluye tanto los costos propios como una rentabilidad razonable que le da sustentabilidad a la inversión. Respecto del parque de generación, el año 2008 fue un año de notable incremento de la capacidad instalada, producto de la incorporación de dos unidades en la C.T. Gral. Belgrano (572 MW), dos unidades en la C.T. Gral. San Martín (553 MW), la vinculación definitiva de la Central Termoandes (208 MW), la ampliación de Central Güemes (103 MW) y de la Central Modesto Maranzana (120 MW) así como la incorporación de numerosas unidades de ENARSA en el marco del programa Energía Delivery por un total de 278 MW, de los cuales 44 MW corresponden a turbinas instaladas en la subestación transformadora Matheu, ubicada en el área de concesión de EDENOR. En el rubro de desvinculaciones, se cuentan algunas pequeñas y antiguas centrales del NEA que no eran requeridas en la operación real.10 10 Sin contabilizar otras ampliaciones menores, la capacidad instalada creció de MW a MW, de los cuales MW son parque térmico, MW son nucleares y MW son hidráulicos. Debe destacarse que este salto es el más importante de los últimos años. En el ámbito del transporte, continuó el avance de las obras del Plan Federal de Transporte en Alta Tensión que procura el desarrollo del sistema de 500 kv del SADI. También continuaron los trabajos de ampliación de gasoductos TGN TGS que permitirá incrementar la disponibilidad de gas natural para las centrales del FONINVEMEM. El Acuerdo Marco suscripto entre el ESTADO NACIONAL, la PROVINCIA DE BUENOS AIRES y EDENOR que establece el aporte económico de las Partes, tendientes al suministro de energía eléctrica por las Compañías Distribuidoras, a los asentamientos poblacionales de emergencia (Categoría A y B) fue renovado por un período de cuatro años a partir del 1 de enero de 2007, dicha renovación fue suscripta únicamente por el ESTADO NACIONAL Y EDENOR, quedando pendiente la suscripción por parte de la PROVINCIA DE BUENOS AIRES. En otro orden de cosas, un hecho saliente en el ámbito judicial fue la primera condena a usuarios residenciales del servicio eléctrico por robo de energía. El fallo, que sería el primero de cumplimiento efectivo, fue dictado por el Tribunal Oral Criminal número 23 de Capital Federal. 7.- OPERACIONES DE EDENOR 7.a) Gestión Comercial: El crecimiento de la demanda de energía se desaceleró durante al año 2008, alcanzando un crecimiento anual del 3,1%, la menor de los últimos 5 años. La evolución de la demanda residencial fue determinante en esa desaceleración, tanto por la baja tasa de crecimiento interanual (4,7%) con la mayor desaceleración entre los sectores, como por su alta participación en el volumen total de la demanda (alrededor del 41%). Las grandes demandas, que tienen una participación aproximadamente equivalente a la residencial, crecieron en promedio un 4,6% en el año (2 puntos porcentuales más que el año anterior). El crecimiento de la demanda correspondiente a las principales actividades fue el siguiente: Actividad % Demanda Servicios básicos (Electricidad, gas y agua). 7,4% Prod. alimenticios, bebidas y tabacos. 6,2% Productos minerales no metálicos. 5,1% Prod. metálicos, equip. y maquinarias. 4,9% Comercio. 4,6% Servicios comunales, soc. y personales 4,4% Transporte, almac. y comunicaciones. 4,3% Sustancias y productos químicos. 4,3% Papel y productos de papel. 1,0% Industrias metálicas básicas. 0,8% Madera y Productos de madera. 0,8% Productos textiles. -1,5%11 11 Las pequeñas demandas de uso general hasta 10 kw (T1G) registraron un aumento del 2,2%. Este segmento tiene una participación relativamente baja en la demanda total (del orden del 10%), por lo que su contribución al crecimiento de la misma es baja. Las medianas demandas entre 10 kw y 50 kw (T2) registraron un aumento del 3,5%. Este segmento también tiene una participación en la demanda total equivalente a la de las pequeñas demandas. Su contribución a la desaceleración de la demanda total fue mayor debido a la menor tasa relativa respecto al período anterior. El volumen de la energía distribuida en el área de Edenor, incluyendo venta de energía y peaje, fue de GWh. La compra de energía para abastecer esa demanda fue de GWh, lo que representa una disminución del 3,1% respecto del año anterior. Esta tasa es menor que el 4,1% de crecimiento de la demanda y refleja el menor nivel de pérdidas de energía respecto del año anterior. Durante el año 2008 se conectaron clientes que representan un incremento de potencia contratada de 259 MW, distribuidos según el siguiente cuadro: Tarifa Clientes Potencia (MW) T1 Pequeñas Demandas T2 Medianas Demandas T3 Grandes Demandas Total En este año se continuaron con las acciones tendientes a mejorar y agilizar la relación con el cliente, y dentro de estos con los municipios. Además se continúa trabajando en la planificación del futuro tecnológico y la implementación de nuevos servicios. Se continúa con la emisión bimensual del Newsletter En frecuencia para los Grandes Clientes. Este apunta a brindar información de interés estratégico, y asesoramiento técnico y especializado para analizar soluciones económicamente viables que satisfagan las necesidades de cada empresa. Adicionalmente este año se han incorporado encuestas On Line, beneficios exclusivos para los Grandes Clientes y un reporte mensual de las noticias más destacadas del sector eléctrico. Durante el presente año, se realizó una edición especial del Magazine para los intendentes de los Municipios, donde se presentó, además de los indicadores relevantes de los distintos partidos, información del plan de inversiones de la red de AT para los próximos 5 años, además de las obras de MT y BT y aquellos nuevos suministros singulares de cada uno de ellos. El documento fue presentado por los Gerentes de Operaciones y el Director de Distribución y Comercialización a los intendentes con muy buena recepción. En el Centro de Atención Telefónica (CAT) se ha realizado una ampliación de la cantidad de puestos de atención personalizada, que se utilizarán en la emergencia. Para esto se han equipado 20 puestos en el Edificio Azopardo y 20 en el Edificio Guzmán. Para la atención de los mismos se ha previsto la capacitación de 100 empleados que realizan en forma habitual otras tareas en la compañía, los que serán convocados para la atención telefónica en emergencia. Esto permite incrementar hasta 125 la cantidad de puestos disponibles para la atención telefónica en momentos de contingencia. Durante el segundo semestre del año se implementó el sistema SIGOS (Sistema Integrado de Ordenes de Servicio) en las Oficinas Comerciales, lo que permite una más ágil y eficiente gestión de los Nuevos Suministros que conectan las distintas Oficinas. En Noviembre se realizó la auditoria del organismo certificador IRAM lo que permitió mantener la certificación integral y global para todos los procesos de la Empresa, correspondientes a Gestión de12 12 Calidad (ISO 9001:2000), Seguridad y Salud Ocupacional (OSHAS :2007) y Gestión Ambiental (ISO 14001:2004). Por segundo año consecutivo se participó en el estudio a cargo de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER) que tiene por objetivo realizar la medición de la satisfacción de los clientes con los distintos aspectos de la distribución de electricidad entre los que se cuentan el costo y la calidad del suministro, atención de los clientes e imagen de la empresa entre otros. En este estudio participan 58 distribuidoras de 13 países de América del Sur y Central. Se obtuvo un nivel de Satisfacción General (clientes satisfechos y muy satisfechos) de 81,9%. Es de destacar que la empresa fue distinguida con la Mención Especial a la Evolución del Índice de Satisfacción con la Calidad Percibida (ISCA), que por primera vez se otorga, a las distribuidoras con más de clientes. Durante los meses de junio y octubre se obtuvieron los resultados de las mediciones realizadas para evaluar los niveles de satisfacción de los clientes. Las mismas arrojaron un resultado consolidado para 2008 de 82,7% de clientes satisfechos y muy satisfechos. Durante el año 2008 se ha seguido ofreciendo a la clientela el seguro Consumo Protegido para los casos de desempleo, muerte o invalidez que garantizan la cobertura del consumo por un período de tiempo luego de producido el evento, al que se le adicionará la extensión de asistencia al hogar, que se encuentra en período de gestión. Adicionalmente se ha lanzado en el primer semestre del año la venta a clientes de Edenor de los créditos de consumo, aunque si bien se ha incluido el pago de la devolución en las facturas en el mes de octubre, resta implementar la utilización de la caja de Edenor en el otorgamiento de los mismos. 7.b) Grandes Clientes Según lo mencionado en apartados anteriores, el crecimiento de las grandes demandas durante el 2008 fue de 4,6%. Este resultado deviene de una reducción en la energía demandada de la tarifa 3 del 9,6% y un incremento de la energía demandada de peaje del 21,3%. Durante 2008 se incorporaron 204 clientes T3 y 54 grandes usuarios. El saldo moroso, alcanzó la cifra de $ es decir 0,73 días equivalentes de facturación. Si bien no fue necesario solicitar restricciones en el suministro a los clientes con registros de demandas iguales o superiores a 300 kw, se continuó con la facturación de los cargos adicionales por los excedentes de energía consumida según lo establecido en la Resolución 1281/06 de la Secretaria de Energía de la Nación y sus complementarias. En el marco de la mencionada resolución Edenor concretó la primera contratación de abastecimiento de potencia y de energía eléctrica por cuenta y orden de un cliente con la central Piedrabuena a partir del 1 de agosto. Continuando con los requerimientos de la Resolución 1281/06 de la Secretaría de Energía, Edenor completo el proceso de habilitación técnica y comercial de los sistemas de medición de demanda (SMED) que fueron instalados durante el año A partir de esto CAMMESA, cada uno de los clientes y también Edenor cuentan con la información on-line de los parámetros de demanda en cada suministro. El PRONUREE que penaliza los consumos de los clientes que no realizan un ahorro superior al 10 % con relación al mismo período del año 2004 se ha mantenido vigente sin cambios hasta el mes de Noviembre. A partir del mes de Diciembre no se bonifica a estos clientes por sus ahorros en el consumo salvo a los clientes de peaje para los cuales las devoluciones siguen vigentes. Durante el año 2008 se vendieron servicios a los Grandes Clientes por $ en los siguientes rubros: Proyectos y obras: $ Mantenimientos: $ Asesoramientos y varios: $13 13 De acuerdo con las mediciones realizadas, la satisfacción de los Grandes Clientes mejoró pasando de un resultado positivo de 74,7% en el año 2007 a un 83.5 %. En el siguiente cuadro puede observarse la evolución del mercado libre de Edenor, en cantidad de grandes usuarios y volumen de energía comercializada: Guma Gume y Gupa Participación s/ N Clientes GWh N Clientes GWh vta. Energía , , , , , , , , , , , , , ,9 7.c) Pérdidas de Energía Durante 2008 se llevó a cabo el plan de recuperación de energía lográndose disminuir el valor de las pérdidas en 7,7% respecto a La TAM de pérdidas totales del 2008 quedó en 10,77%, 0,83 puntos porcentuales inferior a la del año anterior. No obstante, la propensión al fraude sigue siendo un problema sociocultural que se manifiesta en distintos tipos de barrios, donde incluso se llega a hechos de violencia hacia el personal involucrado en el control de pérdidas no técnicas. Esta realidad hace necesaria la presencia visible del personal de Edenor para inducir un cambio de comportamiento y contener la acción de conexiones clandestinas prestada por terceros, más allá de las acciones específicas de recuperación de energía. Adicionalmente se replantearon criterios tecnológicos para disminuir la vulnerabilidad del habitáculo del medidor. Para ello se comenzó a trabajar los casos de fraude más significativos con el apoyo de un estudio de abogados, lográndose radicar un importante número de denuncias en las justicia tendientes a bajar la propensión a cometer las acciones de hurto de emergía. La facturación anual por recupero de energía en el período 2008 fue de m$6.839,8 (61,33 GWh), para un total de casos.14 14 El gráfico siguiente ilustra la evolución de las tasas anuales de pérdidas de energía desde el inicio de la gestión de Edenor: 35,00 TASA ANUAL MOVIL DE PERDIDAS DE ENERGIA (%) 30,00 30,00 29,33 25,00 20,00 15,00 10,00 20,20 16,97 14,37 11,73 10,66 10,15 10,00 11,06 12,32 12,65 11,52 11,04 11,06 11,60 10,77 5,00 0, d) Gestión de Morosidad Durante el año 2008 el saldo moroso total de Edenor aumentó en pesos un 8 % ($ ), totalizando $ La facturación anual aumentó un 11,8% en ese período, por lo que el saldo moroso expresado en días equivalentes de facturación disminuyó de 4,08 días a 3.92 días, siendo este el menor en la historia de Edenor. Las variaciones más significativas se encuentran en un aumento de $ en los saldos de clientes de tarifa 1, un aumento de $ en los saldos clientes de tarifa 3 y $ fue el incremento de la morosidad derivada de inspecciones (Recuperación de Energía). El nivel del saldo moroso se vio afectado negativamente por el incremento en los precios de las tarifas residenciales, comerciales e industriales. A mediados de año se logró distinguir de la cobranza general, los cobros en cuentas inactivas (cuentas de clientes a los cuales se los desvincula de la red eléctrica al retirarles el medidor). Las proyecciones anualizadas datan de una cobrabilidad del orden de $ , lo que representa un 21 % del saldo inactivo gestionado. Como en años anteriores, continuaron las acciones en barrios carenciados, basados en eje estratégico Responsabilidad Social Empresaria. 7.e) Inversiones Las inversiones realizadas durante el año 2008 alcanzaron un monto de $ Es de destacar que continuó la recuperación en el nivel de inversiones respecto de los años posteriores a la crisis del año 2002, aun considerando que durante el año se mantuvieron vigentes las limitaciones en la disponibilidad de recursos, producto del congelamiento tarifario y del incremento de los costos.15 15 El crecimiento de la demanda del último año llegó al 3,1% en energía ( GWh comparados con los GWh del año 2007) y al 3,1% en la demanda máxima de potencia (3.802 MW comparado con los MW del año 2007). Para satisfacer este crecimiento de la demanda, la mayor parte de las inversiones fue destinada al incremento de la estructura de las instalaciones y a la conexión de los nuevos suministros. Continuaron los esfuerzos por mantener los indicadores de fraude y morosidad, el nivel de la calidad de servicio y calidad de producto, como así también se realizaron importantes inversiones en medio ambiente para la eliminación de transformadores con DPC y seguridad en la vía pública. En los cuadros siguientes se indican los montos de inversiones realizadas, clasificadas según destino y actividad: Inversiones según destino Concepto Millones % de pesos Distribución Transmisión Informática, transporte y enseres / útiles Total Inversiones según actividad Concepto Millones % de pesos Nuevos Suministros Estructura de Red Mejora de Red Pérdidas de Energía Medio ambiente, seguridad en la vía pública y legales Telecontrol y Telecomunicaciones Sistemas, inmuebles, enseres / útiles y otros Total Las principales obras realizadas durante el año 2008 son las siguientes: Nuevos Suministros: Se conectaron los pedidos de los nuevos suministros y además se otorgaron los aumentos de potencia requeridos por los clientes. Se conectaron a la red clientes T1, 245 clientes T2 y 299 clientes T3. Estructura de Transmisión Se realizaron las siguientes obras: Adquisición de un predio de 63 Has en la localidad de Dique Luján (partido de Tigre) para emplazar la Estación Oscar Smith 500/220 kv 2x800 MVA Finalización del Electroducto 220 kv Simple Terna SE Puerto Nuevo SE Colegiales, consistente en el tendido de 8,5 km de cable 220 kv aislación tipo XLPE conductor de cobre 800 mm 2 de sección. Forma parte del futuro Electroducto 220 kv SE Puerto Nuevo SE Malaver y hasta la puesta en servicio del tramo SE Colegiales SE Malaver 220 kv operará en 132 kv. Finalización del Electroducto 132 kv Simple Terna SE Casanova SE Luzuriaga SE Ramos Mejía, consistente en el tendido de 10,15 km de cable 132 kv aislación tipo XLPE conductor de cobre de 500 mm 2 de sección.16 16 Finalización de dos barras de 132 kv en la SE Pilar. Estructura de Subtransmisión Se realizaron las siguientes obras: Finalización Electroductos de 132 kv SE Pilar SE Parque, consistente en el tendido de 4 km de Doble Terna de Línea Aérea de 132 kv con conductor de Aluminio /Acero 240/40 mm 2 de sección. Montaje provisorio de un transformador de 40 MVA 132/33 kv y Unidad Transportable de Media Tensión en SE Parque. Inicio de la nueva SE Parque definitiva. Montaje provisorio de un transformador de 40 MVA 132 /13,2 kv y Unidad Transportable de Media Tensión en SE Luzuriaga Ampliación de la SE Migueletes 132/13,2 kv de 2x40 MVA a 2 x 80 MVA. Etapa inicial; reemplazo de los transformadores de 40 MVA por transformadores de 80 MVA y montaje provisorio de Unidad Transportable de Media Tensión. Ampliación de la SE Maschwitz con dos nuevos transformadores 132/33 kv 40 MVA Inicio de la nueva SE Altos 132/13,2 kv 2 x 40 MVA - Estructura de Distribución Se realizaron las siguientes obras: 30 nuevos alimentadores en subestaciones nuevas y existentes: Luzuriaga, Parque, Merlo, Ramos Mejía, Casanova, San Justo, Migueletes, Agronomía, Colegiales, Saavedra, Bancalari, Tigre, Muñiz, Malvinas y Derqui. Cierres entre alimentadores de media tensión de subestaciones varias. 433 nuevos centros de transformación Media/Baja tensión y aumentos de potencia en existentes que incrementaron la potencia instalada en 245 MVA. - Mejora de Red Se han realizado diversas inversiones en todos los niveles de tensión: En alta tensión: En Alta Tensión se han reemplazado 3,8 km del cable SE Morón SE Castelar, anteriormente en cable tipo OF conductor de cobre 350 mm 2 de sección por cable tipo XLPE conductor de cobre 500 mm 2 de sección y el tramo de cable OF de 400 mts de extensión a la salida de la SE Morón perteneciente al Electroducto 639 SE Morón SE Zappalorto por cable tipo XLPE. Se continuó con la renovación de equipamiento en el Compensador Estático de la SE Rodríguez. Se han efectuado reemplazos de interruptores de 220 y 132 kv, seccionadores de 132 kv y protecciones de impedancia en cables y líneas de 220 y 132 kv. Se han efectuado obras para la mitigación de incendios y mejora de la seguridad en la SE Rodríguez. En media tensión: Se ha efectuado el reemplazo de interruptores MT en subestaciones e instalación de protecciones de arco interno en tableros MT. Asimismo se realizó el reemplazo de red subterránea y aérea, de transformadores MT/BT y de equipos en centros de MT. En servicios auxiliares de subestaciones se ha efectuado el reemplazo de baterías y otros elementos. En la red de baja tensión: Se ha efectuado el reemplazo de red subterránea y aérea. También se ha reforzado red con problemas de calidad de producto. - Telecomunicaciones y Telecontrol. Se continuó con la instalación de nuevos radioenlaces con equipamiento de nueva generación y de mayor capacidad para cubrir las necesidades de transporte de la red Troncal de Telecomunicaciones. Se adquirió equipamiento para la migración de la Red Corporativa hacia una tecnología de última generación con mayor ancho de banda que nos permitirá poder brindar nuevos servicios y acompañar al área de Sistema en sus desarrollos, ampliando la capacidad de Transporte para poder soportar las nuevas aplicaciones informáticas y cursar servicios de datos, voz y video.17 17 Se continuó con la instalación del sistema de video vigilancia y control de acceso en subestaciones. En telecontrol se inició el proceso de telesupervisión de la red de media tensión aérea y subterránea que permite monitoreo de corrientes de cortocircuito. - Recupero de Energía Se realizó la normalización de clientes clandestinos, la adecuación y blindaje de habitáculos y la normalización de redes y acometidas. - Medio Ambiente, Seguridad en la Vía Pública y Requisitos Legales Se continuaron las acciones vinculadas a la Resolución ENRE N 311/01 de las redes AT, MT y BT, y a la gestión de los aspectos más críticos de medio ambiente dentro de los cuales se destaca la descontaminación de 285 transformadores con DPC. Se han efectuado obras varias por seguridad y medio ambiente en subestaciones. Se ha efectuado la normalización de distancias antirreglamentarias la red MT. Se ha relevado y adecuado un importante porcentaje de red BT. Se han reemplazado cajas esquineras por gabinetes tipo buzón, se han adecuado cajas de medición y toma y se han repuesto redes por robo. Las inversiones históricas realizadas por Edenor desde el inicio de sus actividades en 1992 hasta la fecha, ascienden a $ La distribución anual se puede observar en los siguientes cuadros: INVERSIÓN ANUAL18 18 INVERSIÓN ANUAL ACUMULADA El total de inversiones ajustado por inflación asciende a $ f) Gestión Técnica En el 2008 los indicadores de calidad de servicio mostraron resultados favorables respecto al año anterior, logrando una mejora en la performance y la consecuente satisfacción de los clientes.19 19 Para ello, en el período se llevaron a cabo las siguientes acciones operativas técnicas, enunciadas en el cuadro anexo (principales): Acciones Concepto Cantidades Plataformas (u) Mantenimiento Preventivo MT-BT Revisiones Oculares Termográficas Conductores y postes (km) Ocular caja esquinera, gabinete tipo buzón/pared, tomas de conexión (u) Conductores (km) 202 Terminales, Plataformas y Cámaras (u) Postes, Elementos de Protección/Maniobra (u) Adecuaciones Cambio Conductores (mts) Poda de árboles (u) Reclamos en red aérea y subterránea (u) Cambio de postes (u) Mantenimiento Correctivo MT-BT Realización de empalmes y reparación de terminales en redes subterráneas (u) Cambio de equipos de protección y maniobra en cámaras y plataformas (u) Poda de árboles (u) Cambio de transformadores (u) 720 Recupero de Energía Inspecciones T1, T2 y T3 (u) Inversiones Proyectos (u) En lo que respecta a la calidad de producto, se continuó con la optimización de acciones y de inversiones (adquisición de equipos, etc.), lo que en conjunto permitió disminuir el promedio diario de penalización, de $18,00 en 2007 a $11,60 en Esto representa una mejora del 64% (incluye los puntos penalizados por el ENRE y los reclamos de clientes). En el mes de Septiembre se puso en producción el nuevo sistema de gestión técnica NEXUS. Es una herramienta que incorpora la potencialidad gráfica del GIS e integra al sistema DMS-MGD de operación de la red de MT en pantalla. Este aporte tecnológico contribuye a la modernización de la gestión de los procesos de Operación y consolida bajo un único sistema los procesos operativos, relacionados con Cartografía, NNSS, Operación MT /BT, Centro de Atención telefónica, atención de reclamos técnicos, Calidad de Servicio. Es para destacar el acuerdo firmado con la UTN para la formación de técnicos destinados a trabajar en negocio de la distribución de energía. Para ello se inauguro, en Noviembre, un centro de Formación en el predio de la Facultad Regional Pacheco de esa Universidad. En el marco del Sistema de Calidad ISO, la Mejora Continua que es llevada a cabo por los Equipos de Trabajo, los Mandos Medios y el Management, es sumamente importante para el logro de los resultados esperados, con eficacia y eficiencia, y para poder brindar un adecuado servicio a los Clientes. En tal sentido, durante el año 2008 se obtuvieron algunos logros significativos que se resumen a continuación:20 20 Se superaron exitosamente las auditorías realizadas por el IRAM para el mantenimiento de la certificación: ISO 14000, en la Gestión Ambiental; Plan Operativo de Emergencia (POE-NG3); Sistema de Seguridad Pública, según la Resolución Enre N 311/01 Se superó exitosamente la auditoría realizada por IRAM para el mantenimiento de la certificación ISO 9001:2000. En el área de Alta Tensión se han incorporado mejoras en el desarrollo de las tareas de planificación y mantenimiento, destacándose las siguientes: Habiéndose efectuado los cursos de capacitación para facilitadores especializados en la técnica de Mantenimiento por Confiabilidad RCM2, se comenzó en el corriente año la etapa de entrenamiento. Se efectuaron trabajos concretos de training sobre equipamientos de alta y media tensión, para lo cual se constituyeron dos grupos de trabajo con seis miembros cada uno. Este primer desarrollo fue sumamente satisfactorio y se deberá continuar ampliando la capacitación y entrenamiento en esta técnica que tiene un creciente uso internacional. La técnica de trabajos con tensión (TCT) comenzó durante el corriente año, a aplicarse en seccionadores de barra de las subestaciones, lo que fue sumamente importante para lograr desarrollar tareas sin sacar de servicio los equipos. Durante el primer semestre del 2009 está previsto incrementar la capacitación en otros equipamientos de subestaciones, mediante la técnica de trabajo a potencial, para lo cual durante el 2008 se han efectuado acuerdo de capacitación reciproca con la empresa UTE de Uruguay. La limpieza de los contactos de potencia de los seccionadores de 132 kv ha reducido la necesidad de efectuar adecuaciones con las instalaciones fuera de servicio lo que contribuye a reducir la necesidad de entregas y por otra parte tener una mayor disponibilidad del parque en servicio. La medición de descargas parciales en campo se aplicó satisfactoriamente durante el 2008 para la medición de aislaciones de interruptores mediante captación acústica. Se continuará con el desarrollo y evaluación de la técnica que permite la evaluación de las aislaciones eléctricas de los distintos componentes de las subestaciones, lo que mejora la detección temprana de fallas potenciales. Se ha desarrollado la técnica de medición de cables secos de MT de secundarios de transformadores para hacer un seguimiento predictivo de las aislaciones. Se deberá continuar con la ampliación de los equipos involucrados, pues ha quedado demostrado que es una herramienta que mejora el mantenimiento preventivo. El uso del monitoreo de presiones de los cables Oil Filled OF ha permitido detectar en forma temprana cualquier problema de aislación hidráulica de los fluidos aislantes lo que mejora sensiblemente las acciones de reparación evitando las salidas intempestivas de los cables de alta tensión de esa tecnología. Estas acciones permitieron alcanzar los objetivos de reducción de pérdidas previstas en el corriente año. En el área de Centro de Control: A partir del 01/09/08 se implementó el nuevo sistema DMS-MGD de operación de la red de MT en pantalla como parte del Sistema NEXUS. Este aporte tecnológico contribuye a la modernización de la operación del Despacho de Media Tensión. Se continúa con el Plan de Tele supervisión y Telecontrol de centro de transformación en la red de Capital Federal, lo cual representa una importante mejora en la gestión de las interrupciones por averías en la red de MT. Se continua implementando en conjunto con la Gerencia de Transmisión la integración al Sistema de Telecontrol (SCADA) de las mediciones de temperaturas Mostrar más
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