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Trigésimo Informe Mensual

Supervisión del Proyecto “Recuperación de Pérdidas en los Servicios Prestados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para la Ejecución del Componente de Distribución y Flujo Financiero”

Agosto 28 de 2019

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Contenido

1. DESCARGO DE RESPONSABILIDAD............................................................................. 4

2. CONTACTOS DE PROYECTO ....................................................................................... 5

3. SIGLAS Y DEFINICIONES............................................................................................. 5

4. RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................... 6

5. REQUISITOS DEL INFORME MENSUAL ..................................................................... 10

5.1. Reporte de Cumplimiento de Niveles de Servicio .................................................... 10

5.1.1. Efectividad en la Atención de Reportes del COD. ..................................................... 10

5.1.2. Confiabilidad de Servicio Técnico ............................................................................ 13

5.1.2.1. Medición de la Confiabilidad del Servicio Técnico ............................................. 13

5.1.2.2. Resultado Indicadores Confiabilidad Servicio Técnico ........................................ 14

5.1.2.3. Indicadores Confiabilidad Últimos Seis Meses ................................................... 20

5.1.2.4. Indicadores de Confiabilidad del SIN ................................................................. 22

5.2. Calidad del Servicio Comercial ................................................................................ 23

6. AVANCE DE OBLIGACIONES DEL OPERADOR INVERSIONISTA ................................... 30

6.1. Mantenimiento del Sistema de Distribución ............................................................ 30

6.2. Sistema Comercial .................................................................................................. 32

6.2.1. Recursos para el Sistema Comercial y Servicio al Cliente.......................................... 32

6.2.2. Comportamiento Global de la Facturación .............................................................. 42

6.2.3. Índice de Efectividad en la Facturación (EF) ............................................................. 50

6.2.4. Efectividad en el Recaudo – Índice ER ..................................................................... 53

6.2.5. Efectividad en el Control de la Mora – Índice ECM ................................................... 59

6.2.6. Evolución de la Morosidad ...................................................................................... 64

6.2.7. Efectividad del Corte y Reposición de Servicios ....................................................... 68

7. REDUCCIÓN Y CONTROL DE PÉRDIDAS .................................................................... 73

7.1. Indicador de Pérdidas ............................................................................................. 73

7.2. Gestiones de EEH en cuanto a Reducción de Pérdidas ............................................. 77

8. EL CRI INDICADOR DE PROGRESO EN REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS. ............................. 78

3

8.1. Determinación Del CRI ............................................................................................ 79

8.2. Proyección del CRI en el Periodo del Contrato ......................................................... 79

8.3. Determinación del CRI en la operación de EEH ........................................................ 81

9. AVANCE PROCESO DE INVERSIONES TERCER AÑO ................................................... 85

10. OTROS INFORMES SOLICITADOS A MHI ................................................................... 90

10.1. Programa de Reuniones MHI .................................................................................. 90

10.2. COALIANZA solicita Informe sobre Actos Vandálicos en EEH .................................... 94

10.3. Dictamen MHI-2019-049 ....................................................................................... 108

10.3.1. FICOHSA solicita a ENEE validar Dictamen MHI-049 ......................................... 149

10.3.2. GG-942-2019/ENEE No Valida Dictamen MHI-2019-049 ................................... 150

10.3.3. Impugnación EEH a Dictamen MHI y validación ENEE ...................................... 153

10.3.4. MHI-2019-067 / Respuesta a Impugnación EEH ............................................... 155

10.3.5. Consideraciones EEH a nota MHI-2019-067 ..................................................... 160

10.3.6. Descargo de Responsabilidad MHI en Sesión 98 CT ......................................... 161

10.4. Custodia Hardware y Software del SGC InCMS ...................................................... 163

10.4.1. Carta EEH-GG-01-2019-243 ............................................................................. 164

10.4.2. Plataforma Actual del InCMS (Documento de EEH) .......................................... 166

10.4.3. Correo electrónico del Gerente de TI de EEH (15/08/19) ................................. 169

10.4.4. Correo electrónico del Gerente de TI de ENEE ................................................. 169

10.4.5. Informe Preliminar Experto TI de MHI ............................................................. 170

10.5. Procesos de Compra ............................................................................................. 175

10.6. Comité de Coordinación Nº 22 .............................................................................. 191

11. COMPLEMENTO DE LA METODOLOGIA DEL SUPERVISOR ...................................... 200

12. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................. 211

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1. DESCARGO DE RESPONSABILIDAD

Manitoba Hydro International Utility Services, una división de Manitoba Hydro International Ltd.

(MHI), ha preparado este documento para el uso exclusivo del Comité Técnico del Fideicomiso

(CTF) RECUPERACIÓN DE PÉRDIDAS EN LOS SERVICIOS PRESTADOS POR LA EMPRESA NACIONAL

DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENEE) PARA LA EJECUCIÓN DEL COMPONENTE DE DISTRIBUCIÓN Y FLUJO

FINANCIERO (el "Cliente"), y para los fines previstos en el acuerdo entre MHI y el Cliente bajo el

cual se completó este trabajo. El contenido de este documento no está destinado al uso de, ni

dependencia por cualquier persona, firma, corporación u otra entidad gubernamental o legal

(como "tercera parte"), aparte del cliente.

MHI no garantiza, en forma expresa o implícita a cualquier tercera parte en relación con los

contenidos, conclusiones o recomendaciones de este documento. El uso o dependencia de este

documento por parte de terceras partes será bajo su propio riesgo y MHI no aceptará ninguna

responsabilidad u obligación por las consecuencias que el uso o dependencia de este documento

generen a cualquier tercera parte.

Cualquier tercera parte, que use o dependa de este informe, se compromete a:

a) Indemnizar a MHI, sus filiales, y cualquier persona o entidad que actúe en su nombre

("Indemnizados"), por todas las pérdidas, gastos, daños o gastos sufridos o incurridos por los

Indemnizados como resultado del uso o dependencia de dicha tercera parte en este

documento.

b) Libera a los Indemnizados de cualquier y toda responsabilidad por daños directos, indirectos,

especiales o consecuentes (incluyendo pero no limitado a pérdida de ingresos o beneficios,

datos perdidos o dañados, daño de imagen u otra pérdida comercial o económica) sufridos o

incurridos por la tercera parte, o por aquellos que él sea responsable de acuerdo a la ley,

como resultado del uso o dependencia de este documento a pesar que esté basado en un

contrato , garantía o agravio (incluyendo pero no limitado a negligencia), equidad,

responsabilidad rigurosa u otros.

Arturo Iporre Salguero

Consultor Principal de MHI en el Proyecto

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2. CONTACTOS DE PROYECTO

Nombre Cargo Correo Electrónico Teléfono Celular

Daniel Jacobowitz Gerente de Proyectos América Latina MHI [email protected] 504 9671 3518

Arturo Iporre Consultor Principal MHI en Tegucigalpa [email protected] 504 9719 3981

Eduardo Saavedra Consultor de Pérdidas y Distribución [email protected] 504 9856 2220

José León Consultor en Sistemas Comerciales [email protected] 504 9583 4906

Tabla Nº 1: Ejecutivos y Consultores de MHI (Contactos del Proyecto)

3. SIGLAS Y DEFINICIONES

EEH: Empresa de Energía de Honduras, S. A. de C. V.

CTF: Comité Técnico del Fideicomiso

COALIANZA: Comisión para la Promoción de las Alianzas Público-Privadas.

ENEE: Empresa Nacional de Energía Eléctrica.

FICOHSA: Banco Financiera Comercial Hondureña, Sociedad Anónima.

CONTRATO DE ALIANZA PÚBLICO-PRIVADA: El Contrato suscrito en fecha dieciocho (18) de

febrero del año dos mil dieciséis (2016).

EL SERVICIO: El servicio objeto del Contrato de Alianza Público-Privada.

LA COMPAÑÍA: Se refiere a EEH.

SAPP: Superintendencia de Alianzas Público - Privada

CREE: Comisión Reguladora de Energía Eléctrica.

MHI: Manitoba Hydro International Ltd., empresa Supervisora o El Supervisor de El Proyecto.

El Proyecto: Se refiere al proyecto del Fideicomiso de ENEE.

PQR’s: Peticiones, Quejas y Reclamos

CNR: Consumo No Registrado, que puede ser fraude o no.

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PAP: Promedio Acumulado Progresivo, con base a septiembre de 2016 = (Σn=1….n=12 Xn)/n hasta completar 12 meses, en que pasará a denominarse Promedio Móvil Anual. PMA: Promedio Móvil Anual, corresponde al valor promedio de 12 meses en que el último registro del periodo desplaza al primer registro, completando siempre los 12 meses, pero desplazando en un mes la serie de registros. Este indicador así concebido, permite hacer un seguimiento objetivo de la tendencia del comportamiento de una variable. ZDG’s: Zonas de Difícil Gestión RPMAA: Valor de Reducción de Pérdidas Mínima Anual Acumulado año en kWh.

4. RESUMEN EJECUTIVO

Este Trigésimo Informe Mensual, correspondiente al periodo comprendido entre el 19/07/19 y el

18/08/19 ha sido preparado de conformidad a los Requisitos del Informe Mensual, contenidos en

la Cláusula Décima Quinta, Numeral 3 del Contrato del Supervisor.

Comentario 1 de MHI: A consecuencia de la implantación del Sistema de Gestión de Clientes

InCMS., EEH se encuentra estructurando los módulos de Salida de Información que servirán para el

analisis de resultados y elaboración de informes de ENEE, EEH y MHI, razón por la cual el presente

informe no contiene informacion de Facturación, Recaudo, Saldos, Mora, Corte y Reposición de

Suministros por Deuda, Pérdidas Eléctricas y Cash Recovery Index (CRI), correspondiente al mes de

julio de 2019. Por lo anterior, a falta de datos correspondientes a Julio de 2019, se entregarán

resultados a Junio de 2019.

En la tabla siguiente se muestran los resultados interanuales de Confiabilidad de Servicio Técnico

para los Grupos 1 (Localidades => 100,000 habitantes) y 2 (Localidades < 100,000 habitantes) a

partir de Febrero 2018. Los indicadores de Confiabilidad de Servicio, en cada año, corresponden al

Promedio Móvil Anual entre Agosto2018 y Julio2019.

Periodo Anual GRUPO 1 > = 100,000 Habitantes GRUPO 2 < 100,000 Habitantes

SAIDI (Hrs) SAIFI (Veces) ASAI % CAIDI (Hrs) SAIDI (Hrs) SAIFI (Veces) ASAI % CAIDI (Hrs)

Sep.17 - Ago.18 1.45 1.50 99.8% 0.96 1.57 1.69 99.8% 0.95

Oct.17 - Sep.18 1.45 1.45 99.8% 1.00 1.48 1.57 99.8% 0.95

Nov.17 - Oct.18 1.35 1.35 99.8% 0.99 1.41 1.49 99.8% 0.94

Dic.17 - Nov.18 1.39 1.36 99.8% 1.03 1.38 1.47 99.8% 0.92

Ene.18 - Dic.18 1.39 1.31 99.8% 1.07 1.31 1.40 99.8% 0.93

Feb.18 - Ene.19 1.34 1.28 99.8% 1.05 1.22 1.29 99.8% 0.96

Mar.18 - Feb.19 1.30 1.22 99.8% 1.07 1.21 1.25 99.8% 1.02

Abr.18 - Mar.19 1.29 1.16 99.8% 1.16 1.24 1.21 99.8% 1.08

May.18 - Abr.19 1.28 1.13 99.8% 1.17 1.11 1.15 99.8% 1.02

Jun.18 - May.19 1.25 1.07 99.8% 1.19 1.04 1.12 99.9% 1.01

7



Jul.18 - Jun.19 1.23 1.06 99.8% 1.19 1.01 1.07 99.9% 1.01

Ago.18 - Jul.19 1.30 1.06 99.8% 1.24 1.01 1.03 99.9% 1.04

Tabla Nº 2: Indicadores de Calidad de Servicio

La siguiente tabla muestra una comparación de indicadores de confiabilidad de servicio a nivel

estacional (Julio2018 vs. Julio2019), en donde se puede observar un empeoramiento de los Niveles de

Confiabilidad de Servicio.

GRUPO 1 > = 100,000 Habitantes GRUPO 2 < 100,000 Habitantes

Valores Mes SAIDI G1

(Hrs) SAIFI G1 (Veces)

ASAI G1 %

CAIDI G1 (Hrs)

SAIDI G2 (Hrs)

SAIFI G2 (Veces)

ASAI G2 %

CAIDI G2 (Hrs)

Jul.2018 de EEH 0.77 1.19 99.89% 0.65 1.57 1.67 99.78% 0.94

Jul.2019 de EEH 1.63 1.24 99.78% 1.31 1.59 1.28 99.78% 1.24

Jul. 2018 – Jul. 2019 -0.86 -0.05 0.12% -0.67 -0.02 0.39 0.003% -0.30

Calificación Peor Peor Peor Peor Peor Mejor Peor Peor

Tabla Nº 3: Comparación Estacional de Indicadores de Calidad de Servicio

En los graficos siguientes, se demuestra que la percepción que hoy dia tienen los clientes, respecto

del empeoramientos en la confiabilidad de servicio del suministro eléctrico, ocasionado por por

fallas y perturbaciones, se encuentra principalmente en el Segmento Generacion – Transporte.

Gráfico Nº 1: Promedio % Cantidad de Desconexiones

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

Jan

-18

Feb

-18

Mar

-18

Ap

r-1

8

May

-18

Jun

-18

Jul-

18

Au

g-1

8

Sep

-18

Oct

-18

No

v-1

8

Dec

-18

Jan

-19

Feb

-19

Mar

-19

Ap

r-1

9

May

-19

Jun

-19

Jul-

19

Promedio Acumulado Progresivo Cantidad de Desconexiones (%)

Generación/Transmisión (%) Distribución (%) Externas (%)

8

Gráfico Nº 2: Promedio % Duración de Desconexiones

A Junio 2019, la Efectividad mensual en el Recaudo (Recaudo/Facturación) en Julio 2019 resultó

94.96% con un recaudo total de MMHNL 2,525.35 sobre una facturacion de MMHNL 2,659.29. El

promedio de recaudo de 12 meses es de MMHNL 2,189.49 lo que equivale a 100.37% sobre una

facturacion promedio de 12 meses de MMHNL 2,181.51.

Para el presente Informe Mensual Nº 30, correspondiente al periodo comprendido entre el

19/07/19 y el 18/08/19), MHI entrega a continuación los análisis de pérdidas que se basan en

información entregada por ENEE, aplicando los acuerdos alcanzados hasta el jueves veinticinco

(25) de abril de 2019, fecha en que se efectuó la Vigésima Primera (21) reunión del Comité de

Coordinación del Fideicomiso de ENEE, compuesta por representantes técnicos de ambas

empresas (ENEE y EEH), supervisadas por MHI en presencia de SAPP.

Esta información también se usó para calcular los datos relacionados al Cash Recovery Index (CRI)

del presente informe.

Con los antecedentes disponibles por MHI, al cierre del presente informe, al mes de Julio2019, los

resultados muestran el siguiente Balance Preliminar de Energia del Mes y Acumulado de últimos

12 Meses, sin ajustes.

Comentario 2 de MHI: Respecto del Balance de Pérdidas, a Junio de 2019, vale aclarar lo siguiente:

La energía recibida en el mes es un dato firme.

La energía distribuida en el mes es Preliminar por las siguientes razones:

1. ENEE no ha recibido de EEH un detalle validado de lo facturado en el Sistema InCMS para los

meses de mayo, junio y julio de 2019.

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

Jan

-18

Feb

-18

Mar

-18

Ap

r-1

8

May

-18

Jun

-18

Jul-

18

Au

g-1

8

Sep

-18

Oct

-18

No

v-1

8

Dec

-18

Jan

-19

Feb

-19

Mar

-19

Ap

r-1

9

May

-19

Jun

-19

Jul-

19

Promedio Acumulado Progresivo Duracion de las Desconexiones (%)


9

2. Para las ZDG, EEH no separó de manera correcta las fronteras, razón por la cual, se está

trabajando en finalizar el levantamiento de las cuentas facturadas al interior de las redes de

ZDG que poseen macromedidores.

3. Del Alumbrado Público encendido las 24 horas y Decreto 13-2016, se está tomando el valor de

cierre de noviembre 2018, estos datos cambiarán una vez que se presente el informe de

validación del censo presentado por EEH.

4. Del Alumbrado Público falta restar la energía de las luminarias apagadas las 24 horas, estos

datos se agregarán una vez se presente el informe de validación del censo presentado por EEH.

5. Al 27 de agosto de 2019, ENEE no está en condiciones de actualizar el Balance de Perdidas del

mes de julio de 2019, por cuanto no ha podido validar la facturación de EEH de los tres meses

señalados.

Balance Energía – Junio 2019

Energía Entrada (kWh) 787,761,509

Ventas Totales (kWh) 553,705,837

Pérdidas Totales (kWh) 234,055,673

Pérdidas del Mes (%) 29.71%

Tabla Nº 4: Balance de Energía del Mes

Balance Energía – Julio 2018 – Junio 2019

Energía Entrada (kWh) 8,892,706,813

Ventas Totales (kWh) 6,346,677,283

Pérdidas Totales (kWh) 2,546,029,531

Pérdida Remanente (%) 28.63%

Tabla Nº 5: Balance de Energía Acumulado Últimos 12 meses

Tomando como referencia los valores de Pérdidas de los Años Base, es decir, 31.95 % para el

Primer Año de Operaciones, 27.90 % para el Segundo Año de Operaciones y 27.90% para el Tercer

Año de Operaciones, los resultados anuales de pérdidas acumuladas de energía de los últimos 12

meses, son los que se describen a continuación.

Entre diciembre 2016 y junio 2019 la Pérdida Eléctrica del Sistema de Distribución ha disminuido

en 3.32 %; entre diciembre 2017 y junio 2019, la pérdida remanente se ha incrementado en 0.74%

y entre diciembre 2018 y junio 2019, la perdida remanente se ha incrementado en 0.63 %.

10

5. REQUISITOS DEL INFORME MENSUAL

Este Trigésimo Informe Mensual, correspondiente al periodo comprendido entre el 19/07/19 y el

18/08/19 ha sido preparado de conformidad a los Requisitos del Informe Mensual, contenidos en

la Cláusula Décima Quinta, Numeral 3 del Contrato del Supervisor, que establece que MHI deberá

presentar informes mensuales a partir del séptimo mes de la Vigencia del Contrato.

Adicionalmente, el presente documento incluye la información que permitirá dar cuenta del cierre

del Segundo Año de Operaciones del Operador, la empresa Energía Honduras (EEH).

El presente informe comprende:

a. EI reporte de cumplimiento de los Niveles de Servicio;

b. EI reporte del avance de las obligaciones del Operador Inversionista;

c. Otros reportes que Ie sean solicitados; y

d. Las conclusiones y recomendaciones que correspondan.

5.1. Reporte de Cumplimiento de Niveles de Servicio

A continuación, se entrega un reporte de la situación actual del proyecto, en cuanto al

Cumplimiento de los Niveles de Servicio en los principales sistemas y procesos que comprometen

a EEH en su optimización, esto es, Efectividad en la Atención de Reportes del Centro de

Operaciones de Distribución (COD), Cumplimiento de los Niveles de Confiabilidad de Servicio

(SAIDI, SAIFI, CAIDI y ASAI) y Cumplimiento en los Niveles de Calidad de Atención del Servicio

Comercial (PQR’s).

En relación al cumplimiento de los Niveles de Confiabilidad de Servicio Técnico, éstos se

caracterizan por una serie de indicadores de confiabilidad de servicio del tipo PMA (Promedio

Movil Anual) de 12 meses de operaciones de EEH y una comparacion estacional mensual Julio2018

comparado con Julio2019.

5.1.1. Efectividad en la Atención de Reportes del COD.

En el presente capitulo MHI da cuenta del análisis efectuado en cuanto a Efectividad en la Atención

de Reportes del Centro de Operaciones de Distribución (COD), provenientes del Call Center de EEH.

Se ha definido EARCOD como el Índice de Efectividad en la Atención de Reportes Emitidos por el

COD, relacionados con incidencias en la Red de Distribución.

EARCOD = Reparaciones Efectivas / Ordenes Efectivas Reportados por el COD.

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En Julio2019, el COD recibió 5,878 Ordenes Efectivas; se atendieron 5,878 reportes, o sea el EARCOD

de Julio2019 (Efectividad en la Atención de Reclamos al COD) resultó 100 %.

En la tabla siguiente se presentan los valores informados por EEH entre Agosto2018 y Julio2019 a nivel

Mensual y Promedio Móvil Anual (PMA) en %.

12

Mes Ingresadas a

COD Mes Actual

No Corresponden

Mes Actual

Otros Mes Actual

Pendientes Mes Anterior

Ordenes Efectivas

Total

Reparaciones Mes Actual

Pendientes Mes Actual

Efectividad por Mes

Promedio Móvil Anual

Ago. 2018 9,783 2,509 1,449 0 5,825 5,825 0 100.00% 99.995%

Sep. 2018 8,866 2,164 1,243 0 5,459 5,459 0 100.00% 99.995%

Oct. 2018 14,159 6,391 1,949 0 5,819 5,819 0 100.00% 99.995%

Nov. 2018 9,811 3,832 1,598 0 4,381 4,381 0 100.00% 100.000%

Dic. 2018 8,639 3,487 1,320 0 3,832 3,832 0 100.00% 100.000%

Ene. 2019 9,771 4,129 1,407 0 4,235 4,235 0 100.00% 100.000%

Feb. 2019 8,489 3,489 1,255 0 3,750 3,750 0 100.00% 100.000%

Mar. 2019 8,603 3,099 1,158 0 4,346 4,346 0 100.00% 100.000%

Abr. 2019 10,783 4,369 1,239 0 5,175 5,175 0 100.00% 100.000%

May. 2019 14,784 6,387 1,879 0 6,518 6,518 0 100.00% 100.000%

Jun. 2019 13,531 5,638 1,733 0 5,935 5,935 0 100.00% 100.000%

Jul. 2019 11,864 4,399 1,566 0 5,878 5,878 0 100.00% 100.000%

Tabla Nº 6: Avisos Reparados por Operaciones / Avisos Reportados por el COD

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En el siguiente gráfico se puede observar el comportamiento de la Efectividad en la Atención de

Reclamos del COD por Mes y del EARCOD a nivel de Promedio Móvil Anual (PMA) correspondiente

a los meses comprendidos entre Agosto2018 y Julio2019.

Gráfico Nº 3: Efectividad en la Atención de Incidencias en la red de Distribución

Comentario 3 de MHI: EEH informa que el tiempo promedio de atención de incidencias en Julio2019

fue de 3.94 hrs., desde que es recibida la llamada hasta que la incidencia se soluciona.

5.1.2. Confiabilidad de Servicio Técnico

La confiabilidad del servicio técnico se evalúa sobre la base de la frecuencia y la duración de las

interrupciones a los clientes.

5.1.2.1. Medición de la Confiabilidad del Servicio Técnico Indicadores Globales de Confiabilidad de Servicio Previo a mostrar y analizar los resultados mensuales de la operación de EEH, en cuanto a Confiabilidad del Servicio Técnico, a continuación, se presenta una descripción de los principales indicadores.

Para estos índices, EEH considera dos grupos; uno para localidades iguales o superiores a 100.000 habitantes (Grupo 1) y otro para localidades inferiores a 100.000 habitantes (Grupo 2).

99.90%

99.92%

99.94%

99.96%

99.98%

100.00%

100.02%

Ago. 18 Sep. 18 Oct. 18 Nov. 18 Dic. 18 Ene. 19 Feb. 19 Mar. 19 Abr. 19 May. 19 Jun. 19 Jul. 19

Efectividad % en la Atencion de Reportes del COD

Efectividad por Mes PMA

14

Indicadores requeridos en el Contrato: SAIFI = Frecuencia Media de Interrupciones por Cliente (por Año o por mes).

SAIDI = Tiempo total promedio de interrupción por cliente, por año (o por mes).

Indicadores adicionales recomendado por MHI:

CAIDI = Duración promedio de cada interrupción = SAIDI / SAIFI

ASAI = Disponibilidad promedio del sistema = 1 - (SAIDI / 8.760) para un año o 1 - (SAIDI / 730) para un mes.

Significado en Inglés de los Indicadores requeridos en el Contrato: SAIFI = System Average Interruption Frequency Index (per Year or per month). SAIDI = System Average Interruption Duration Index, (per year or per month). CAIDI = Customer Average Interruption Duration Index = SAIDI / SAIFI ASAI = Average System Availability Index or Reliability Index = 1 - (SAIDI / 730) Las interrupciones que se computan son todas aquellas cuya duración sea superior a tres minutos, quedando excluidas las que presenten una duración inferior o igual a ese lapso de tiempo. Dado que no toda la red de distribución está controlada en SCADA, los Indicadores de Confiabilidad representan la Confiabilidad del Sistema a nivel de circuitos en Media Tensión. Cabe destacar que EEH incluye en sus indicadores los tiempos de desconexión en que sectores de la red de Distribución se encuentran sometidos a programas de mantenimiento preventivo, que para poder efectuarlos hay que desenergizarlos.

5.1.2.2. Resultado Indicadores Confiabilidad Servicio Técnico

En cuanto a Indicadores de Confiabilidad de Servicio Técnico, en la tabla siguiente se muestran

los resultados mensuales para los Grupos 1 y 2 entre Julio2018 y Julio2019

15

Mes GRUPO 1 > = 100,000 Habitantes GRUPO 2 < 100,000 Habitantes


Jul. 18 0.77 1.19 99.89% 0.65 1.57 1.67 99.78% 0.94

Ago. 18 2.23 1.42 99.69% 1.57 1.13 1.51 99.85% 0.75

Sep. 18 2.38 1.58 99.67% 1.51 0.97 1.22 99.87% 0.80

Oct. 18 0.86 1.07 99.88% 0.80 0.96 1.15 99.87% 0.83

Nov. 18 1.23 0.87 99.83% 1.41 0.52 0.59 99.93% 0.88

Dic. 18 0.92 0.77 99.87% 1.19 0.70 0.65 99.90% 1.08

Ene. 19 0.56 0.72 99.92% 0.78 0.50 0.37 99.93% 1.35

Feb. 19 0.75 0.70 99.90% 1.07 0.65 0.42 99.91% 1.55

Mar. 19 1.12 0.50 99.85% 2.24 1.49 0.99 99.80% 1.51

Abr. 19 1.06 1.14 99.85% 0.93 0.67 0.99 99.91% 0.68

May. 19 1.36 1.31 99.81% 1.04 1.74 1.83 99.76% 0.95

Jun. 19 1.53 1.45 99.79% 1.06 1.18 1.41 99.84% 0.84

Jul. 19 1.63 1.24 99.78% 1.31 1.59 1.28 99.78% 1.24

Tabla Nº 7: Indicadores de Confiabilidad de Servicio

Base de Clientes: 1,913,043

16

El gráfico siguiente muestra los indicadores de confiabilidad de servicio resultantes para el Grupo

1 entre Agosto2018 y Julio2019

Gráfico Nº 4: Indicadores Mes Confiabilidad de Servicio Grupo 1

El gráfico siguiente muestra los indicadores de confiabilidad de servicio resultantes para el Grupo

2 entre Agosto2018 y Julio2019

Gráfico Nº 5: Indicadores Mes Confiabilidad de Servicio Grupo 2

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50


Indicadores Mensuales Confiabilidad de Servicio Técnico Grupo 1

GRUPO 1 > = 100,000 Habitantes SAIDI (Hrs) GRUPO 1 > = 100,000 Habitantes SAIFI (Veces)

GRUPO 1 > = 100,000 Habitantes ASAI % GRUPO 1 > = 100,000 Habitantes CAIDI (Hrs)

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

2.00


Indicadores Mensuales Confiabilidad de Servicio Técnico Grupo 2

GRUPO 2 < 100,000 Habitantes SAIDI (Hrs) GRUPO 2 < 100,000 Habitantes SAIFI (Veces)

GRUPO 2 < 100,000 Habitantes ASAI % GRUPO 2 < 100,000 Habitantes CAIDI (Hrs)

17

La siguiente tabla muestra una comparación de indicadores de confiabilidad de servicio a nivel

estacional (Julio2018 vs. Julio2019), en donde se puede observar un empeoramiento de los

Niveles de Confiabilidad de Servicio, a igual mes del año anterior.

GRUPO 1 > = 100,000 Habitantes GRUPO 2 < 100,000 Habitantes

Valores Mes SAIDI G1

(Hrs) SAIFI G1 (Veces)

ASAI G1 %

CAIDI G1 (Hrs)

SAIDI G2 (Hrs)

SAIFI G2 (Veces)

ASAI G2 %

CAIDI G2 (Hrs)

Jul.2018 de EEH 0.77 1.19 99.89% 0.65 1.57 1.67 99.78% 0.94

Jul.2019 de EEH 1.63 1.24 99.78% 1.31 1.59 1.28 99.78% 1.24

Jul. 2018 – Jul. 2019 -0.86 -0.05 0.12% -0.67 -0.02 0.39 0.003% -0.30

Calificación Peor Peor Peor Peor Peor Mejor Peor Peor

Tabla Nº 8: Comparación Estacional de Indicadores de Calidad de Servicio

Adicionalmente, se ha confeccionado una segunda tabla que, entre los periodos interanuales Sep.17-

Ago.18 y Ago.18-Jul.19 representa el Promedio Móvil Anual (PMA) de Indicadores de Confiabilidad de

Servicio.

18



Sep.17 - Ago.18 1.45 1.50 99.8% 0.96 1.57 1.69 99.8% 0.95

Oct.17 - Sep.18 1.45 1.45 99.8% 1.00 1.48 1.57 99.8% 0.95

Nov.17 - Oct.18 1.35 1.35 99.8% 0.99 1.41 1.49 99.8% 0.94

Dic.17 - Nov.18 1.39 1.36 99.8% 1.03 1.38 1.47 99.8% 0.92

Ene.18 - Dic.18 1.39 1.31 99.8% 1.07 1.31 1.40 99.8% 0.93

Feb.18 - Ene.19 1.34 1.28 99.8% 1.05 1.22 1.29 99.8% 0.96

Mar.18 - Feb.19 1.30 1.22 99.8% 1.07 1.21 1.25 99.8% 1.02

Abr.18 - Mar.19 1.29 1.16 99.8% 1.16 1.24 1.21 99.8% 1.08

May.18 - Abr.19 1.28 1.13 99.8% 1.17 1.11 1.15 99.8% 1.02

Jun.18 - May.19 1.25 1.07 99.8% 1.19 1.04 1.12 99.9% 1.01

Jul.18 - Jun.19 1.23 1.06 99.8% 1.19 1.01 1.07 99.9% 1.01

Ago.18 - Jul.19 1.30 1.06 99.8% 1.24 1.01 1.03 99.9% 1.04

Tabla Nº 9: Indicadores PAP y PMA de Confiabilidad de Servicio

Base de Clientes: 1,913,043

19

El gráfico siguiente muestra el Promedio Móvil Anual (PMA) de Indicadores de Confiabilidad de Servicio

del Grupo 1 para los periodos interanuales Septiembre2017 – Agosto2018 y Agosto2018 – Julio2019

Gráfico Nº 6: Promedio Móvil Anual de Indicadores de Confiabilidad de Servicio Grupo 1

El gráfico siguiente muestra el Promedio Móvil Anual (PMA) de Indicadores de Confiabilidad de Servicio

del Grupo 2 para los periodos interanuales Septiembre2017 – Agosto2018 y Agosto2018 – Julio2019

Gráfico Nº 7: Promedio Móvil Anual de Indicadores de Confiabilidad de Servicio Grupo 2

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

Sep.17 -Ago.18

Oct.17 -Sep.18

Nov.17 -Oct.18

Dic.17 -Nov.18

Ene.18 -Dic.18

Feb.18 -Ene.19

Mar.18- Feb.19

Abr.18 -Mar.19

May.18- Abr.19

Jun.18 -May.19

Jul.18 -Jun.19

Ago.18 -Jul.19

Indicadores Promedio Móvil Anual de Calidad de Servicio Técnico Grupo 1



0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

2.00

2.20

Sep.17 -Ago.18

Oct.17 -Sep.18

Nov.17 -Oct.18

Dic.17 -Nov.18

Ene.18 -Dic.18

Feb.18 -Ene.19

Mar.18- Feb.19

Abr.18 -Mar.19

May.18- Abr.19

Jun.18 -May.19

Jul.18 -Jun.19

Ago.18 -Jul.19

Indicadores Promedio Móvil Anual de Calidad de Servicio Técnico Grupo 2



20

5.1.2.3. Indicadores Confiabilidad Últimos Seis Meses Se ha observado que en los últimos seis meses se ha producido un deterioro en la confiabilidad de servicio. Específicamente en SAIDI Grupo 1: se muestra un deterioro a partir del mes de Marzo2019 al mes de Julio2019. De manera similar, para el SAIFI Grupo 1: los meses de Abril2019 y Junio2019, muestran un deterioro en relación a los otros meses. Salvo Abril2019, similar situación se produce con CAIDI Grupo 1, que en Marzo2019 se empinó hasta 2.24 y en Julio2019 bajo a 1.31. Para el SAIDI Grupo 2: Desde Febrero2019 se han incrementado los resultados alcanzando un valor de 1.59 en Julio2019 Similar situación ha sucedido con el SAIFI Grupo 2 que en Febrero2019 se encontraba en 0.42 y en Julio2019 se mantiene alto en 1.28. Comentario 4 de MHI: La explicación entregada por EEH respecto del deterioro de la Confiabilidad de Servicio en los últimos seis meses, es que se han efectuado una cantidad importante de Desprendimientos de Carga para estabilizar el Sistema Eléctrico Nacional (Ver tabla y gráficos siguientes), pero también está influyendo la disminución en Grupos de Trabajo que ha efectuado EEH, desde Enero2019 oportunidad en que rebajó las brigadas de 225 (Diciembre2018) a 189 (desde Enero2019.)

Mes GRUPO 1 > = 100,000 Habitantes GRUPO 2 < 100,000 Habitantes


Feb.19 0.75 0.70 99.90% 1.07 0.65 0.42 99.91% 1.55

Mar.19 1.12 0.50 99.85% 2.24 1.49 0.99 99.80% 1.51

Abr.19 1.06 1.14 99.85% 0.93 0.67 0.99 99.91% 0.68

May.19 1.36 1.31 99.81% 1.04 1.74 1.83 99.76% 0.95

Jun.19 1.53 1.45 99.79% 1.06 1.18 1.41 99.84% 0.84

Jul.19 1.63 1.24 99.78% 1.31 1.59 1.28 99.78% 1.24

Tabla Nº 10: Indicadores Mensuales de Confiabilidad de Servicio Últimos Seis Meses

21

Gráfico Nº 8: Indicadores Semestrales de Confiabilidad de Servicio Grupo 1

Gráfico Nº 9: Indicadores Semestrales de Confiabilidad de Servicio Grupo 2

Comentario 5 de MHI: La alteración de Niveles de Confiabilidad de Servicio del Grupo 1 de clientes, no se observa tan pronunciada en el Grupo 2, a consecuencia que, en desprendimientos de carga para estabilización del Sistema Eléctrico, la efectividad es mayor al desprender circuitos de alta densidad de carga y cercanos a los centros de producción de electricidad.

0.40

0.90

1.40

1.90

2.40

Feb.19 Mar.19 Abr.19 May.19 Jun.19 Jul.19

Indicadores Mensuales Confiabilidad de Servicio Tecnico Grupo 1



0.30

0.80

1.30

1.80

Feb.19 Mar.19 Abr.19 May.19 Jun.19 Jul.19

Indicadores Mensuales Confiabilidad de Servicio Tecnico Grupo 2



22

5.1.2.4. Indicadores de Confiabilidad del SIN

En los graficos siguientes, se demuestra que la percepción que hoy dia tienen los clientes, respecto del

empeoramientos en la confiabilidad de servicio del suministro eléctrico, ocasionado por por fallas y

perturbaciones, se encuentra principalmente en el Segmento Generacion – Transporte.

SEGMENTO Aug-18 Sep-18 Oct-18 Nov-18 Dec-18 Jan-19 Feb-19 Mar-19 Apr-19 May-19 Jun-19 Jul-19

Generación/Transmisión (%) 40.57 41.96 42.28 43.64 44.30 46.42 49.20 51.61 53.37 54.47 55.45 55.93

Distribución (%) 43.36 42.69 42.40 41.76 41.43 42.72 40.53 38.27 36.97 36.04 35.34 34.56

Externas (%) 16.07 15.36 15.33 14.61 14.27 10.86 10.28 10.13 9.66 9.50 9.21 9.52

TOTAL (%) 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00

Tabla Nº 11: % Promedio Acumulado Progresivo Anual de la Cantidad de Interrupciones

Gráfico Nº 10: Promedio Acumulado Progresivo Anual de la Cantidad de Interrupciones

SEGMENTO Aug-18 Sep-18 Oct-18 Nov-18 Dec-18 Jan-19 Feb-19 Mar-19 Apr-19 May-19 Jun-19 Jul-19

Generación/Transmisión (%) 54.45 55.18 56.74 58.71 58.99 63.71 65.39 67.44 69.77 71.40 72.73 73.61

Distribución (%) 29.37 29.18 27.74 26.90 26.61 22.63 22.00 21.55 20.40 19.49 18.80 18.78

Externas (%) 16.18 15.65 15.53 14.38 14.40 13.66 12.62 11.01 9.82 9.12 8.47 7.61

TOTAL (%) 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00

Tabla Nº 12:: Promedio Acumulado Progresivo Anual de la Duración de Interrupciones

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

Jan

-18

Feb

-18

Mar

-18

Ap

r-1

8

May

-18

Jun

-18

Jul-

18

Au

g-1

8

Sep

-18

Oct

-18

No

v-1

8

Dec

-18

Jan

-19

Feb

-19

Mar

-19

Ap

r-1

9

May

-19

Jun

-19

Jul-

19

Promedio Acumulado Progresivo Cantidad de Desconexiones (%)


23

Gráfico Nº 11: Promedio Acumulado Progresivo Anual de la Duración de Interrupciones

5.2. Calidad del Servicio Comercial

MHI efectuó un análisis en el tiempo respecto del comportamiento de las PQR’s. En el siguiente

cuadro se puede observar el avance en la resolución de las PQR’s por Mes y Acumulado, para el

periodo Agosto2018 - Julio2019

De acuerdo a los datos de la tabla siguiente, en términos mensuales, la Efectividad en resolución

de PQR’s ha variado entre 84.31 % (Ago2018) y 89.17 % (Jun2019), pero en Julio2019 se observa una

desmejora en la efectividad (85.71%). En términos acumulados anuales, a Julio2019 la Efectividad

Acumulada es de 98.67 %.

Comentario 6 de MHI: Cabe destacar que las PQR’s Ingresadas en los 12 meses (961,256) + las

PQR’s Pendientes a Junio2018 (8,009), corresponden al Total de PQR’s Acumuladas (981,493) y que

el Cociente entre las PQR’s Resueltas Acumuladas (968,466) sobre las PQR’s Acumuladas por

Resolver (Acumulado + Ingresado = 981,493), muestra una Efectividad Acumulada de 98,67% en

12 meses.

Mes Pendientes

Mes Anterior Ingreso Mes

Acumulado + Ingresado

Resueltas Mes

Pendientes Mes

Efectividad %

Ago. 2018 20,237 84,583 104,820 88,370 16,450 84.31%

Sep. 2018 16,450 73,353 89,803 76,538 13,265 85.23%

Oct. 2018 13,265 79,851 93,116 78,295 14,821 84.08%

Nov. 2018 14,821 88,479 103,300 83,964 19,336 81.28%

Dic. 2018 19,336 85,966 105,302 89,765 15,537 85.25%

0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.00

Jan

-18

Feb

-18

Mar

-18

Ap

r-1

8

May

-18

Jun

-18

Jul-

18

Au

g-1

8

Sep

-18

Oct

-18

No

v-1

8

Dec

-18

Jan

-19

Feb

-19

Mar

-19

Ap

r-1

9

May

-19

Jun

-19

Jul-

19

Promedio Acumulado Progresivo Duracion de las Desconexiones (%)


24

Mes Pendientes

Mes Anterior Ingreso Mes

Acumulado + Ingresado

Resueltas Mes

Pendientes Mes

Efectividad %

Ene. 2019 15,537 98,340 113,877 100,487 13,390 88.24%

Feb. 2019 13,390 77,453 90,843 78,659 12,184 86.59%

Mar. 2019 12,184 86,847 99,031 92,044 6,987 92.94%

Abr. 2019 6,987 65,312 72,299 67,116 5,183 92.83%

May. 2019 5,183 70,180 75,363 69,161 6,202 91.77%

Jun. 2019 6,202 67,770 73,972 65,963 8,009 89.17%

Jul. 2019 8,009 83,122 91,131 78,104 13,027 85.71%

Acumulado 961,256 981,493 968,466 98.67%

Tabla Nº 13: Evolución del tratamiento de PQR’s

En el Cuadro siguiente se puede observar que las PQR’s Pendientes han aumentado, a

consecuencia de un incremento progresivo en las PQR’s Ingresadas.

Sin embargo, el óptimo es alcanzar “0” PQR’s pendientes de resolución.

Gráfico Nº 12: Evolución del tratamiento de PQR’s

Comentario 7 de MHI: El mes de julio 2019 se inició con la cantidad de 8,009 PQR´s abiertas y

finalizó con 13,028 PQR’s abiertas, creciendo este rezago en relación a junio 2019.

La demanda de PQR´s durante Julio2019 fue de 83,122, la que aumentó en 22.65% respecto de

Junio2019 (67,770). La demanda de PQR´s de tratamiento fue de 18,142 (21.8% sobre el total

recibido), es decir, no se trata de consultas que se resuelven en primer contacto.

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

Ago.2018

Sep.2018

Oct.2018

Nov.2018

Dic.2018

Ene.2019

Feb.2019

Mar.2019

Abr.2019

May.2019

Jun.2019

Jul. 2019

Evolucion del Tratamiento de PQR's

Acumulado + Ingresado Resueltas Mes Pendientes Mes

25

A nivel nacional, se cerró el 85.7% de la cantidad de PQR´s a resolver en Julio2019, cuyo número está

compuesto por el total de PQR’s resueltas en julio (78,104), dividido por - la suma de PQR’s

remanentes de junio (8,009), más la cantidad de PQR´s que ingresa durante el mes de julio (83,122).

En el mes de julio 2019 se resolvieron 72,820 PQR’s que ingresaron en el mismo mes, por lo tanto,

el rendimiento resultó 87.6% (72,820/83,122), en rango inferior a junio de 2019 (89.79%).

A continuación, se muestran dos tablas de PQR´s que representan aproximadamente el 80 % de la

demanda de PQR’s del mes de Julio2019. La primera de ellas muestra el peso porcentual y la

siguiente las cantidades por tipo de PQR’s.

En Julio2019 la mayoría de las solicitudes de los clientes tienen relación con consultas generales

(consultas de saldo, explicación de facturas, entrega de requisitos), que representan el 47%;

gestiones del recaudo (condonación de deuda, autorización de pagos, peticiones de acuerdos a

plazos) que representan el 27%; gestiones relacionadas con el perfil del suministro y medición

(solicitud de nuevos suministros, revisión/cambio de medidor, alto consumo, cambio de nombre,

desconexiones) que representan el 11%.

CAUSALES (80% de mayores)

2018 2019

Jun %

Jul %

Ago %

Sep %

Oct %

Nov %

Dic %

Ene %

Feb %

Mar %

Abr %

May %

Jun %

Jul %

Consulta de Saldo 38 45 53 53 52 46 53 49 47 43 45 38 45 38

Apego Decreto de Exoneración 26 14 7 3 0 5 13 4 4 7 - - - -

Solicitud de Nuevo Servicio 9 8 7 6 6 7 8 6 6 6 7 6 7 6

Revisión o cambio de Medidor 5 6 5 5 5 6 6 5 5 5 5 6 7 7

Autorización de Pago - 6 4 7 7 7 11 7 7 7 6 7 9 13

Revisión/Explicación de Factura - 3 3 6 6 7 8 8 9 11 14 15 15 15

Petición de Acuerdo a Plazos - - - - - 5 1 3 - 4 4 3 4 5

Decreto de Condonación de deuda - - - - - - - - - - 1 6 9 11

Tabla Nº 14: Mayores causales de PQR's en %

CAUSALES PQR's JULIO 2019

CS REF AP DCD SNS RCM PAP ECP DTE Total

Choluteca\San Lorenzo 1,212 627 326 560 408 278 328 62 104 3,905

Comayagua 2,333 749 1,248 293 545 458 282 170 208 6,286

Danli 945 48 182 268 251 119 93 18 111 2,035

Tegucigalpa 4,245 3,500 1,480 931 977 703 926 355 501 13,618

Juticalpa 1,005 85 342 202 144 167 99 73 96 2,213

La Ceiba 2,337 609 861 406 297 219 225 69 121 5,144

Tocoa 1,015 220 130 238 190 177 184 90 71 2,315

San Pedro Sula 8,985 2,861 1,600 1,809 623 1,238 753 639 289 18,797

26

CAUSALES PQR's JULIO 2019

CS REF AP DCD SNS RCM PAP ECP DTE Total

Santa Cruz 530 119 353 472 188 147 89 30 81 2,009

El Progreso 1,473 754 1,510 1,225 181 624 135 117 100 6,119

Santa Rosa 1,944 984 775 1,330 652 574 107 118 241 6,725

Total 26,024 10,556 8,807 7,734 4,456 4,704 3,221 1,741 1,923 69,166

Tabla Nº 15: Mayores causales de PQR's en Cantidad por Tipo

CS consulta de saldo

REF revisión / explicación de factura

AP autorización de pago

DCD decreto de condonación de deuda

SNS solicitud de nuevo servicio

RCM revisión o cambio de medidor

PAP petición de acuerdos a plazos

ECP estimación de consumo / consumos promediados

DTE descuento tercera edad

La distribución de demanda de PQR’s por Sector es la siguiente.

PQR's POR ZONA

ZONA SECTOR DEMANDA PQR´s TOTAL ZONA

Centro Sur

Choluteca 4,666

34,196

Comayagua 7,664

Danlí 2,302

Juticalpa 2,697

Tegucigalpa 16,867

Litoral La Ceiba 6,136

8,864 Tocoa 2,728

Nor Occidente

San Pedro Sula 22,412

40,062 Santa Cruz 2,467

Santa Rosa 8,149

El Progreso 7,034

TOTAL PQR's 83,122 83,122

Tabla Nº 16: Distribución de Demanda por Tipo de PQR’s por Sector

Las 83,122 PQR’s demandadas en julio 2019, tuvieron la siguiente distribución por Canales de

Atención:

27

68,137 PQR’s ingresadas vía Oficinas Comerciales (82%)

11,419 PQR’s ingresadas vía Call Center (14%)

3,566 PQR’s ingresadas vía Atención Móvil (4%)

El histórico de demandas de PQR’s entre enero 2018 y julio 2019 es el siguiente:

Gráfico Nº 13: Histórico de Gestiones PQR’s por Canal de Atención

Aspectos Relevantes de la Operación de Julio2019:

Entrada en operación del Sistema de Gestión Comercial InCMS, para todos los clientes de la

empresa.

Inconvenientes en la migración de gestiones existentes al nuevo sistema, por lo que los

sectores tuvieron que concentrarse mayormente en las nuevas gestiones creadas en el InCMS.

Finalización de los Decretos de Amnistía.

Problemas de actualización de facturas en el sistema bancario.

En cuanto a llamadas atendidas en el Call Center de EEH, el resultado es el siguiente:

Detalle Cantidad Porcentaje

Llamadas Atendidas 383,450 80.10%

Llamadas No Atendidas 95,243 19.90%

Total de Llamadas Recibidas 478,693 100.00%

Tabla Nº 17: Llamadas atendidas por Call Center

28

mes Llamadas

Total Llamadas Eficiencia % Atendidas No atendidas

Aug-18 470,093 33,014 503,107 93.44%

Sep-18 241,205

Oct-18 441,749 53,291 495,040 89.24%

Nov-18 283,697 29,782 313,479 90.50%

Dec-18 273,994 8,034 282,028 97.15%

Jan-19 218,464 6,706 225,170 97.02%

Feb-19 234,978 13,958 248,936 94.39%

Mar-19 263,027 24,660 287,687 91.43%

Apr-19 361,049 57,847 418,896 86.19%

May-19 474,160 138,631 612,791 77.38%

Jun-19 451,243 91,005 542,248 83.22%

Jul-19 383,450 95,243 478,693 80.10%

PMA 341,426 50,197 400,734 85.20%

Tabla Nº 18: Detalle de llamadas atendidas por Call Center

Nivel de Satisfacción del Cliente (Percepción del Servicio en Sedes de Agencias).

El nivel de satisfacción en el proceso de atención comercial se mide por encuestas aplicadas

a través del Call Center, en donde se encuesta a las personas que han visitado las sedes y se

les ha creado una orden de gestión. Se establece un parámetro de medición, en el cual, el

índice de calificación satisfactoria es igual o mayor a 95%.

En la encuesta se efectúan 4 preguntas, determinándose un índice de satisfacción general de

la atención, las que se relacionan con: atención, amabilidad y actitud de servicio;

conocimiento del gestor de Servicio de Atención al Cliente (SAC); presentación personal del

gestor SAC y comodidad de las sedes.

Nivel de Satisfacción julio 2019.

La encuesta en julio 2019 fue realizada a una muestra de 3,911 clientes, quienes concurrieron

a una oficina de servicio al cliente. A continuación, se presentan los resultados estadísticos

para las cuatro dimensiones o preguntas realizadas:

29

Tabla Nº 19: Atención, Amabilidad y Actitud de Servicio

Tabla Nº 20: Conocimiento del Gestor SAC

Tabla Nº 21: Presentación Personal del Gestor SAC

Tabla Nº 22: Comodidad de las Sedes

Comentario 8 de MHI: De las tablas anteriores, se puede observar que de las 3,911 encuestas, el

92% se ubicó en las opciones “muy satisfecho” y “satisfecho”. Al comparar Julio2019 con

Junio2019, el nivel “Muy Satisfecho”, se ha ido desplazando a “Satisfecho y Aceptable”, para lo cual

EEH comenta que se ha debido a los problemas en el sistema de generación de energía eléctrica y

los alivios de carga respectivos, particularmente en la zona noroccidente y litoral.

Detalle 1. Muy Satisfecho 2. Satisfecho 3. Aceptable 4. Insatisfecho 5. Muy Insatisfecho

Centro Sur 40.5% 56.4% 1.9% 1.1% 0.2%

Litoral Atlántico 33.6% 59.4% 5.9% 0.5% 0.7%

Nor Occidente 40.0% 53.3% 5.3% 1.1% 0.3%


Centro Sur 41.0% 54.2% 3.6% 0.8% 0.4%


Nor Occidente 39.3% 50.6% 7.7% 1.8% 0.6%


Centro Sur 44.8% 53.7% 1.4% 0.0% 0.1%


Nor Occidente 43.1% 49.6% 7.0% 0.2% 0.1%


Centro Sur 44.9% 52.3% 2.3% 0.4% 0.1%


Nor Occidente 33.5% 51.7% 10.8% 3.6% 0.5%

30

6. AVANCE DE OBLIGACIONES DEL OPERADOR INVERSIONISTA

ALCANCE DEL INFORME: El Reporte de Avance de las Obligaciones del Operador Inversionista se

sustenta en la Cláusula Segunda del Contrato del Supervisor, denominada Objeto del Contrato del

Supervisor, que establece que este Contrato tiene por objeto la contratación de los servicios de la

Supervisión, estando a cargo por parte del Supervisor el informar y asesorar al Comité Técnico del

Fideicomiso sobre las siguientes actividades principales del Inversionista Operador:

Gestionar las actividades comerciales y técnicas diarias de la distribución de energía con el

objetivo de implementar las mejores prácticas para ganar eficiencia operativa;

Lograr 17% en la reducción de pérdidas en la distribución de energía en 7 años, a partir del nivel

de Línea Base. Ej. 31.95 % (al 30/11/16).

Llevar a cabo las inversiones necesarias en el sistema de distribución y sus servicios e

instalaciones de apoyo;

Gestionar las actividades y servicios comerciales de la ENEE, incluyendo el servicio al cliente,

facturación, medición, gestión de cuentas por cobrar y cuentas generales;

Llevar a cabo la operación y mantenimiento de los activos del sistema de distribución en

Honduras.

Para cumplir con lo anterior, MHI en su calidad de Supervisor del Proyecto estableció una

Metodología que fue aprobada en el Comité Técnico, consistente en que la gestión de supervisión

se efectuará sobre los siguientes sistemas que administra EEH:

Sistema de Distribución, que incluye Reducción y Control de Pérdidas Técnicas y Mejora de la

Calidad de Servicio Técnico.

Sistema Comercial, que incluye Reducción y Control de Pérdidas No Técnicas, Mejora de la

Calidad de Servicio Comercial, Mejora del Recaudo y Recuperación de la Mora.

6.1. Mantenimiento del Sistema de Distribución

Actividades de mantenimiento de instalaciones

En el periodo comprendido entre los meses de Julio2018 a Junio2019 las actividades de

mantenimiento por tipo de componente y por mes es la que se muestra en la tabla siguiente.

31

Equipos y Materiales Ago.18 Sep.18 Oct. 18 Nov. 18 Dic. 18 Ene. 19 Feb. 19 Mar. 19 Abr. 19 May. 19 Jun. 19 Jul. 19 Total 12 Meses

Promedio 12 meses

Transformadores Reemplazados 109 124 116 85 121 53 55 40 75 108 105 89 1,080 90

Postes Reemplazados 632 524 530 621 416 353 190 212 191 183 176 158 4,186 349

Cuchillas Cortocircuitos 252 219 163 216 161 163 146 139 145 132 91 139 1,966 164

Pararrayos (10 y 27 kV) 103 105 83 123 96 72 73 92 84 105 106 56 1,098 92

mts. de Conductores Varios 19,072 16,596 15,257 16,034 9,380 2,362 8,252 8,575 7,957 6,435 6,783 8,328 125,031 10,419

Promedio Grupos de Trabajo 218 218 225 225 225 189 189 189 189 189 189 189 2,434 203

Tabla Nº 23: Equipos y materiales reemplazados por zonas

% de Avance respecto de Plan de Mantenimiento Programado

El avance porcentual de las actividades de mantenimiento por mes es el siguiente.

% del Plan por Zona Ago.18 Sep.18 Oct. 18 Nov. 18 Dic. 18 Ene.19 Feb.19 Mar.19 Abr. 19 May. 19 Jun. 19 Jul. 19 Promedio

Centro-Sur 92.43% 94.27% 82.46% 96.63% 91.10% 97.37% 94.18% 91.56% 85.37% 77.94% 91.58% 89.32% 90.35%

Noroccidente 79.23% 84.89% 84.48% 89.92% 69.87% 76.62% 96.30% 87.00% 77.27% 61.97% 58.49% 87.50% 79.46%

Litoral Atlántico 80.12% 85.50% 65.75% 80.13% 85.06% 72.50% 89.74% 72.73% 80.28% 59.72% 38.27% 90.20% 75.00%

Tabla Nº 24: % de Avance del Plan Mensual de Mantenimiento programado

32

Comentario 9 de MHI: Con relación al avance porcentual del Plan de Mantenimiento Programado

de EEH, lo pendiente del Plan de Mantenimiento Mensual se incluye en la programación del plan

del mes siguiente.

6.2. Sistema Comercial

En el presente capitulo MHI da cuenta del Sistema Comercial operado por EEH, en cuanto a

facturación, cobranza, evolución de los reclamos y estadística de reclamos por tipología.

6.2.1. Recursos para el Sistema Comercial y Servicio al Cliente

Previo a efectuar el análisis de los indicadores de efectividad de la Facturación, Recaudo y Control

de la Mora, es importante entregar una Evaluación respecto de los recursos destinados al Sistema

Comercial y Servicio al Cliente para el proyecto.

Proceso de Facturación

De manera similar al mes anterior, en el mes de Junio2019 el proceso de facturación continúa

efectuándose en el SGC - IBM 390. No obstante, los grandes clientes y Danlí se están procesando

en InCMS de INDRA (Danlí en paralelo también en IBM 390).

Adicionalmente se realiza una facturación en paralelo por ciclos de facturación en el Sistema

InCMS, para verificar una correcta operación de este sistema que está en pruebas y ajustes, y

mantener información al día. EEH sigue supervisando la operación administrativa que aún está en

manos de ENEE.

Se estima que el Sistema Comercial InCMS y los sistemas conexos entrarán en operaciones, para

todos los clientes, en el mes de Julio 2019, una vez que se verifique que los paralelos con el actual

Sistema IBM 390 resulten satisfactorios. Al indicar paralelos, es referido a nivel empresa como un

todo, es decir, paralelos para todos los clientes, y como se ha indicado en Informes anteriores, al

menos dos (2) o tres (3) paralelos satisfactorios serían requisitos para dar marcha blanca a la

implementación del InCMS para toda la empresa.

EEH continúa efectuando la gestión diaria de control de la facturación aplicando controles

externos al sistema, desarrollando las actividades de seguimiento por ciclos, en donde se

monitorean los siguientes aspectos del proceso.

Correcta liquidación de consumos. Cambios en los multiplicadores (Reporte para corrección) Cambios en los sectores (Residencial, baja tensión, media tensión y alta tensión). Facturación de libros según el calendario de lectura. Inconsistencias en cuentas nuevas facturadas. Consumos promediados, consumos cero, consumos fijos.

33

Seguimiento a la facturación de conceptos (Energía, alumbrado público, cargos por

comercialización, cargos por regulación, etc.) por tarifa y sector.

Seguimiento de la facturación diaria donde incluye la recuperación y afloramiento de

energía. Seguimiento de ajustes / rectificaciones Seguimiento de altas / bajas. Seguimiento del cobro de cortes.

Los operadores se encuentran realizando el proceso de facturación bajo la supervisión de la ENEE.

Se continúa usando subsistemas creados para mejorar la gestión y es por esta razón que se hace

necesario estar capacitando permanentemente al personal de EEH en estos subsistemas que, por

tener que aplicarse procesos manuales, no son de gran confiabilidad y no aseguran la integralidad

de la información.

Entre los análisis efectuados en el proceso de facturación, en cada ciclo se han generado reportes

sobre los siguientes ítems.

Clientes facturados Altas Bajas Cambios de multiplicador Cambios de tarifa Cambios de código de lectura Cambios de medidor Desviaciones de consumo Bajo factor de potencia.

En el proyecto de Sistema de Gestión Comercial (SGC) actualmente en desarrollo con INDRA, se

definió una estrategia de implantación, consistente en 3 Fases de diferentes alcances y plazos,

comenzando con la Fase 1 de Control Operativo de los procesos de lectura, facturación,

recaudación y corte y reposición; la Fase 2 de Implantación y Migración de Bases de Datos a la

Versión 2.0 del InCMS de INDRA; por último; la Fase 3 de Implantación de la Versión 4.7 del Sistema

InCMS.

El 7 de mayo de 2018, el Gerente General de EEH solicitó una reunión extraordinaria de Comité

Técnico, la que se efectuó como Sesión Nº 82, con el objeto de presentar el alcance, contenido y

estado actual del Proyecto de Implementación en su Fase 1, en la que el Gerente General y

ejecutivos desarrollaron una completa exposición del plan, luego de la cual los miembros del

Comité Técnico autorizaron poner en marcha la Fase 1 descrita precedentemente.

La Fase 1 del proyecto consistió en la implantación de los módulos de Lectura, Facturación y Switch

Bancario, que incluye tecnología para leer e imprimir boletas y facturas de clientes de todo el país.

34

Adicionalmente, se tiene la base de datos geo-referenciada de todos los clientes, más un aplicativo

adicional del sistema EnerGIS.

Se diseñó una factura que fue aprobada por ENEE y también por la CREE. Se incorporaron al

proceso 400 lectores en todo el proceso de lectura de medidores, lo que permitió iniciar el proceso

de lectura y facturación de manera masiva.

Avances del Sistema de Información InCMS.

Durante el mes de diciembre de 2018, se inició la revisión del primer Paralelo de Facturación,

realizado en el mes de noviembre entre los sistemas IBM390 e InCMS.

EEH indica que se han detectado los principales problemas que ocasionaron las diferencias en los

conceptos de facturación.

A nivel de Consumo: Se presentaron 105,289 Clientes con diferencias en el cálculo del consumo.

A nivel de Conceptos de Cargos a Cobrar, se presentaron 63,767 clientes con diferencias en el

cálculo por concepto.

Algunas de las situaciones encontradas que generaron las diferencias en los conceptos facturados,

son los siguientes:

Se detectó que, al momento de la migración, todos los consumos resultantes de

refacturaciones se migraron como consumo de energía en el mes de octubre. Este

problema ocasionó diferencias en todos los conceptos que dependen del consumo de

energía de octubre, como por ejemplo el alumbrado público, descuento de la tercera

edad, etc.

Existen diferencias en los consumos de energía, ya que no se migraron las actualizaciones

de lectura base del mes de octubre. Como solución a este tema ya se tiene identificado de

donde extraer la información para las siguientes migraciones. En otros casos, la diferencia

se debe a que el sistema IBM390 asume un cambio del consumo fijo antes de la factura de

noviembre y en el InCMS no se cargó el nuevo consumo estimado.

Se encontraron diferencias en el cálculo de los consumos promedios, ya que algunas reglas

del cálculo cambiaron durante la facturación, entre ambos sistemas.

Se continuó con las pruebas unitarias del release 2 del InCMS v2.0 de los módulos online de

facturación. Durante el mes de diciembre se logró avanzar hasta un 80% del plan de pruebas de

dicho release; quedando pendiente solamente dos sets de pruebas, mismas que dependen de la

finalización de los desarrollos de las interfaces entre SOEEH e InCMS, en vista que es necesario el

envío de información entre las dos aplicaciones.

En el mes de diciembre, también se continuó con la revisión de la información del Paralelo, en la

cual se propende detectar las casuísticas que provocaron las diferencias en la facturación entre

ambos sistemas IBM 390-InCMS.

35

Comentario 10 de MHI: En vista que a comienzos de 2019 hubo problemas operacionales en los

sistemas que tienen interfaces con el InCMS (SOEEH, SIGCOM), y considerando que estos sistemas

también estarían operativos con la implementación del InCMS 2.0, a propósito de una

recomendación de MHI, EEH efectuó una revisión de la planificación para la implantación del

InCMS, hasta que los actuales sistemas estén depurados por completo, en sus procesos,

funcionalidades, reglas del negocio y una exhaustiva revisión de la operatividad, en conjunto con

los módulos del InCMS, razón por la cual, la puesta en marcha del SGC se prorrogó para Julio2019.

Comentario 12 de MHI: En reunión sostenida con el Sr. Fabian Rivera, Administrador Usuario del

proceso de Implantación del Sistema InCMS, se informó lo siguiente:

En InCMS, a partir de mayo 2019, ya se están procesando los 11,000 mayores clientes, que

representan el 44% de las ventas de electricidad.

En Junio de 2019 se agregó la zona de Danlí (clientes masivos).

El resto de clientes masivos, aún se estaban procesando en IBM 390 en esos meses de

mayo y junio.

En julio 2019 EEH toma la decisión de implementar en forma completa el InCMS (todos los

clientes de la empresa).

Las incidencias detectadas y solucionadas en cada mes de implementación se resumen a

continuación, donde se identifican los módulos que tuvieron mayor proceso de corrección.

Incidencias en el Sistema InCMS, con la Implementación de Mayo 2019, solo Grandes

Consumidores.

InCMS EN ALTOS CONSUMIDORES

TIPO DE INCIDENCIAS InCMS PRIORIDAD EN RESOLVER CANTIDAD INCIDENCIAS INGRESADAS EN MAYO

InCMS > Lecturas Alta 3

InCMS > Facturación Muy Alta 11

InCMS > Facturación Alta 15

InCMS > Facturación Media 6

InCMS > Refacturación Masiva Alta 1

InCMS > Cobros Muy Alta 2

InCMS > Cobros Alta 5

InCMS > Cobros Media 2

InCMS > Atención al Cliente Alta 1

InCMS > Atención al Cliente Media 3

InCMS > Conversión Muy Alta 6

InCMS > Conversión Alta 6

TOTAL INCIDENCIAS INGRESADAS

61

36

InCMS EN ALTOS CONSUMIDORES

TIPO DE INCIDENCIAS InCMS PRIORIDAD EN RESOLVER CANTIDAD INCIDENCIAS INGRESADAS EN MAYO

En Proceso (asignadas por

resolver), al 30 de Mayo 5

RESUELTAS DE MAYO 56

Tabla Nº 25: Incidencias en el InCMS Grandes Clientes

Incidencias en el Sistema INCMS, con la Implementación de Junio 2019, Grandes Consumidores

y Sector de Danlí, Clientes Masivos

InCMS EN ALTOS CONSUMIDORES y SECTOR DE DANLÍ

TIPO DE INCIDENCIAS InCMS PRIORIDAD EN RESOLVER CANTIDAD INCIDENCIAS INGRESADAS EN JUNIO

InCMS > Lecturas Muy Alta 3

InCMS > Lecturas Alta 1

InCMS > Lecturas Media 4

InCMS > Facturación Muy Alta 2

InCMS > Facturación Alta 17

InCMS > Facturación Media 8

InCMS > Refacturación Masiva Alta 6

InCMS > Refacturación Masiva Media 5

InCMS > Cobros Alta 1

InCMS > Atención al Cliente Alta 2

InCMS > Atención al Cliente Media 3

InCMS > Conversión Alta 4

InCMS > Comparador Media 1

InCMS > Aplicación Media 1

InCMS > General Alta 2

TOTAL INCIDENCIAS INGRESADAS 60

En Proceso (asignadas por resolver), al 30 de Junio

23

RESUELTAS DE JUNIO 37

Tabla Nº 26: Incidencias en el InCMS Grandes Clientes – Danli

37

Tanto en mayo como en junio 2019, el volumen de incidencias estuvo controladas por el equipo

de implementación. A julio 2019, todas las incidencias de mayo y junio fueron corregidas, las que

fueron controladas en un seguimiento diario que dio resoluciones inmediatas según su nivel de

impacto y prioridad dentro de los procesos comerciales, como, por ejemplo, la mayor prioridad

fueron los procesos de lectura y facturación.

Al término de la implementación global de julio 2019, se implementó una Fase de Estabilización

del Sistema InCMS, y junto con ésta, se desarrollarán nuevos requerimientos del Personal de EEH

funcional que, dada la nueva herramienta de apoyo, han planteado nuevos aportes para un mejor

uso de la misma.

MHI realizó visita a una Oficina Comercial durante el periodo de implementación del InCMS, julio

de 2019, donde percibió que el nuevo sistema estaba operando satisfactoriamente en su

generalidad.

La Oficina visitada fue Los Castaños de Tegucigalpa, en donde los agentes comerciales comentaron

favorablemente del nuevo sistema y los mecanismos definidos en casos de encontrar alguna

incidencia en las operaciones. Esta Oficina atiende entre 800 a 1000 usuarios del servicio, tiene

terminal de auto consulta (de las 6 agencias en Tegucigalpa, 4 tienen terminal autoconsulta),

dispone de 3 puestos mínimos de front office y espacio para atender a unos 30 a 40 usuarios

sentados mientras esperan su turno, el que posee ticket de atención al público. Los comentarios

del Nuevo Sistema se refieren a que el Sistema SOEEH InCMS es rápido, tiene información en línea,

los procesos se pueden hacer en forma inmediata, sin tener que esperar 1 a 3 días como era

necesario con el antiguo IBM, por ejemplo, procesos de Acuerdos o Convenios de Pago, es un

Sistema amigable e instantáneo.

Atención de público

38

Terminal autoconsulta

Ticket de atenciones

39

Impresión de Factura

Espacio para espera de atención

40

Durante el proceso de estabilización del nuevo sistema, EEH por medio de su proveedor

tecnológico Indra, desarrolló una actividad de entrenamiento técnico al Personal de ENEE (TI,

Subgerencia Comercial y Finanzas) con el objetivo de enseñar las estructuras de datos, el

contenido de los datos en esas estructuras y en particular se explicó el proceso de Conversión de

Datos (migración del IBM 390 al InCMS). Se espera que, con este primer entrenamiento, sea

posible determinar algunas estructuras y datos que están pendientes de migrar al InCMS, y que el

Personal de ENEE además de indicar la forma de completar estos datos faltantes, certifique que

los datos migrados están correctos y completos.

42

6.2.2. Comportamiento Global de la Facturación

En relación al comportamiento global de la facturación, en el gráfico siguiente se puede observar

que el consumo promedio por cliente entre Julio2018 y Julio2019 aumentó desde 289.8 kWh/Cliente-

mes a 291.6 kWh/Cliente-mes.

43

Gráfico Nº 14: Comportamiento del Consumo Promedio por Cliente (kWh/clte)

Se observa que entre Julio2018 (1,799,182) y Julio2019 (1,892,910) se ha incrementado la cantidad de

clientes en 93,728 clientes.

Mes Facturado

GWh Cantidad

de Clientes

Consumo Promedio

por Cliente kWh/clte

Jun-18 521.36 1,799,182 289.8

Jul-18 529.23 1,803,412 293.5

Aug-18 579.76 1,818,340 318.8

Sep-18 585.28 1,830,127 319.8

Oct-18 560.48 1,836,742 305.1

Nov-18 533.09 1,834,047 290.7

Dec-18 441.62 1,842,546 239.7

Jan-19 475.79 1,849,072 257.3

Feb-19 476.22 1,855,957 256.6

Mar-19 533.21 1,862,235 286.3

Apr-19 506.13 1,873,485 270.2

May-19 549.18 1,883,355 291.6

Jun-19 552.03 1,892,910 291.6

Tabla Nº 27: Evolución de la Facturación Mensual

La energía facturada aumentó en 30.67 GWh entre Julio2018 (521.36 GWh) y Julio2019 (552.03 GWh) y el

Consumo Promedio por Cliente también aumentó en 1.9 kWh/Cliente.

289.8 293.5

318.8 319.8

305.1

290.7

239.7

257.3

256.6

286.3

270.2

291.6 291.6

235.0

245.0

255.0

265.0

275.0

285.0

295.0

305.0

315.0

325.0

Jun-18 Jul-18 Aug-18 Sep-18 Oct-18 Nov-18 Dec-18 Jan-19 Feb-19 Mar-19 Apr-19 May-19 Jun-19

Consumo Promedio kWh/cliente

44

Gráfico Nº 15: Crecimiento de Clientes – Comportamiento de Energía

Comentario 12 de MHI: (B. AVANCE DE LOS PROCESOS): A continuación, se analiza la evolución de

correcciones y seguimiento a los problemas mencionados en Informes anteriores, relacionados con

Consumos Promedios mal aplicados a abonados, Retroactividad y Regulación relacionada con

Irregularidades de clientes.

Producto de la implementación del nuevo Sistema Comercial InCMS en etapas y la respectiva

conversión de datos, en mayo para los grandes consumidores, junio para el Sector completo de

Danlí y en Julio 2019 todos los clientes de la empresa, será necesario volver a revisar este concepto

de Clientes Promediados, de manera que en junio y julio no se expone este análisis, hasta que se

estabilice la implementación del Sistema Comercial InCMS.

Sin embargo, se mantendrán los datos obtenidos a mayo 2019, de manera de visualizar la

tendencia de clientes con promedios.

A. EVOLUCIÓN DE CLIENTES PROMEDIADOS, CLIENTES CON LECTURA REAL Y CLIENTES CON

CONSUMOS ESTIMADOS

Conforme los avances en la regularización de facturaciones con consumo real y la disminución de

consumos promedios detectados en los últimos ocho meses, y dada la implementación del nuevo

Sistema Comercial InCMS y la respectiva conversión de datos, es necesario observar y revisar el

estado contractual de Clientes Promediados, particularmente desde el presente mes de gestión

de julio.

1,799,182

1,803,412 1,818,340

1,830,127 1,836,742 1,834,047 1,842,546 1,849,072 1,855,957 1,862,235

1,873,485 1,883,355

1,892,910 521.36

529.23

579.76 585.28560.48

533.09

441.62 475.79

476.22

533.21

506.13549.18

552.03

1,600,000

1,650,000

1,700,000

1,750,000

1,800,000

1,850,000

1,900,000

1,950,000

0

100

200

300

400

500

600

Jun-18 Jul-18 Aug-18 Sep-18 Oct-18 Nov-18 Dec-18 Jan-19 Feb-19 Mar-19 Apr-19 May-19 Jun-19

Nú

me

ro d

e C

lien

tes

GW

hConsumo de Energía/Crecimiento de Clientes

Cantidad de Clientes Facturado GWh

45

En la siguiente tabla se muestra la evolución de los promedios (código 2) en el periodo

comprendido entre Enero2018 y Julio2019, detallando además la evolución de clientes con lectura

real (código 0) y clientes con estimación de consumos (código 5) para el mismo periodo.

Mes Código de lectura 0:

Real

Código de lectura 2: Promedio

Código de lectura 5: Estimada

Total de Clientes

facturados

ene-18 1.503.649 220.921 44.932 1.769.502

feb-18 1.523.693 210.041 43.264 1.776.998

mar-18 1.533.717 207.696 42.101 1.783.514

abr-18 1.542.868 206.331 40.856 1.790.055

may-18 1.543.300 212.042 39.938 1.795.280

jun-18 1.284.725 475.772 38.683 1.799.180

jul-18 1.326.010 441.868 35.531 1.803.409

ago-18 1.412.914 363.601 41.823 1.818.338

sep-18 1.444.396 339.304 46.422 1.830.122

oct-18 1.463.341 325.583 47.816 1.836.740

nov-18 1.531.186 258.935 43.924 1.834.045

dic-18 1.579.760 223.792 38.992 1.842.544

ene-19 1.603.248 210.845 34.977 1.849.070

feb-19 1.618.709 204.005 33.241 1.855.955

mar-19 1.635.995 195.338 30.901 1.862.234

abr-19 1.655.427 188.704 29.353 1.873.484

may-19 1.674.895 180.557 27.902 1.883.354

jun-19 1.624.003 167.526 26.297 1.817.826

jul-19 1.627.970 267.259 30 1.895.259

Tabla Nº 28: Evolución de clientes Promediados, clientes con lectura real y estimación de consumos, periodo Enero2018 a Julio2019

Comentario 13 de MHI: El mes de junio 2019 no tiene integrados los datos del sector de Danlí, por

lo que la regularización de lecturas reales y promedios son datos por completar.

Para julio 2019 se observa que hubo un aumento notorio en clientes promediados (14.1% del total

de clientes facturados), al comparar con meses de abril y mayo 2019, en un orden entre el 9% y

10% del total facturado por mes, respectivamente. Conforme lo indicado por EEH, este aumento

obedece a un porcentaje menor en el filtro de la crítica de lectura y facturación, el que deja fuera

las lecturas reales por desviaciones en el histórico de consumos, y generó más suministros a

promedios; se indica además que ajustarán los parámetros del nuevo sistema para corregir las

desviaciones en las críticas respectivas.

El Gráfico siguiente permite visualizar las tendencias de clientes promediados, clientes con lectura

real y con estimaciones de consumos.

46

Gráfico Nº 16: Clientes por código de lectura a julio de 2019: Real (0) – Promedio (2) – Estimada (5)

Nota: Los datos del Gráfico anterior, corresponden a una consulta a la base de datos réplica de

facturación del Sistema de Gestión Comercial InCMS de EEH.

De acuerdo al segmento de origen de los Promedios, a continuación, se presenta un detalle de los

promedios para el mes de mayo de 2019:

SEGMENTO Clientes en Promedio mayo’19

Diferencia menor en relación a abril’19

Asociado al Equipo de Medida 51,700 -16

Servicio Directo 16,376 494

Lectura No Actualizada 67,904 3,392

Otros (antes migración - no encontrados - crítica) 25,212 4,703

Fuerza Mayor 18,947 -85

Caso Fortuito (Desastre Natural) 417 -340

TOTAL CLIENTES CON PROMEDIOS 180,557 8,147

TOTAL CLIENTES FACTURADOS 1.883.354 -9,870

% Participación Promedios 9.59% 0.48%

Tabla Nº 29: Clientes Promediados por Segmento de origen, mayo 2019

0200,000400,000600,000800,000

1,000,0001,200,0001,400,0001,600,0001,800,000

Jan

-18

Feb

-18

Mar

-18

Ap

r-1

8

May

-18

Jun

-18

Jul-

18

Au

g-1

8

Sep

-18

Oct

-18

No

v-1

8

Dec

-18

Jan

-19

Feb

-19

Mar

-19

Ap

r-1

9

May

-19

Jun

-19

Jul-

19

Clientes por codigo de lectura.

Codigo de lectura 0 Codigo de lectura 2 Codigo de lectura 5

47

La Tabla siguiente corresponde a clientes con promedios del Tercer Año de Operaciones del

Contrato, separados por tipo de Mercado: Clientes Masivos, Altos Consumidores y Gobierno.

Clientes Promediados, por tipo de Mercado - Masivos, Altos Consumos y Gobierno

Mes Masivos Altos

Consumidores Gobierno Total

dic-18 216.894 1.864 5.034 223.792

ene-19 206.096 1.130 3.619 210.845

feb-19 199.422 1.087 3.496 204.005

mar-19 191.075 1.023 3.240 195.338

abr-19 184.847 918 2.939 188.704

may-19 177.043 998 2.516 180.557

Tabla Nº 30: Clientes Promediados por tipo de Mercado, Tercer Año de Operaciones

Según lo indicado en el Informe Mensual de Gestión de EEH, correspondiente a Marzo2019, la

Empresa se ha propuesto como meta cerrar el año 2019 con un nivel de 150,000 promedios por

mes. El siguiente gráfico muestra este plan.

Gráfico Nº 17: Evolución planificada de Promedios a Nivel Empresa, propuesta por EEH en 2019

La tabla siguiente muestra los clientes con Promedios por Sector en Mayo2019, lo que permite

tomar acciones en donde la proporción sobrepasa el promedio nacional. Los dos Gráficos

siguientes permiten dimensionar proporcionalmente los Sectores de mayor aplicación de

Promedios en la empresa.

48

Sector EEH

Código de lectura 0:

Real

Código de lectura 2: Promedio

Código de lectura 5: Estimada

CHOLUTECA\SAN LORENZO 130.434 12.076 3.276

COMAYAGUA 167.880 15.907 1.721

DANLI 63.595 1.681 307

EL PROGRESO 91.539 8.656 3.306

JUTICALPA 71.259 4.864 2.024

LA CEIBA 106.067 7.501 1.009

SAN PEDRO SULA 326.606 68.470 6.174

SANTA CRUZ 86.310 11.852 1.358

SANTA ROSA 173.406 15.733 3.684

TEGUCIGALPA 373.142 25.856 3.201

TOCOA 84.657 7.961 1.842

TOTAL 1.674.895 180.557 27.902

Tabla Nº 31: Clientes destacados con Promedios por Sector, Mayo2019

Gráfico Nº 18: Clientes con lectura Real, con Promedios y Estimada, por Sector, Mayo2019

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

Clientes Promediados por Sector_EEH

Código de lectura 0: Real Código de lectura 2: Promedio Código de lectura 5: Estimada

49

Tabla Nº 32: Histórico de Clientes Promediados por Sector, Febrero2018 a Mayo2019

Gráfico Nº 19: Histórico de Clientes con Promedios por Sector, Febrero2018 a Mayo2019

Sector_EEH feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18 jul-18 ago-18 sep-18 oct-18 nov-18 dic-18 ene-19 feb-19 mar-19 abr-19 may-19CHOLUTECA\SAN LORENZO 15.220 15.192 15.242 16.291 36.362 33.100 28.563 27.189 28.841 21.776 16.754 15.066 13.227 12.630 12.274 12.048

COMAYAGUA 16.383 15.683 14.980 15.828 40.456 40.713 34.963 33.778 30.933 23.402 21.140 18.781 17.429 17.710 17.116 15.886

DANLI 1.733 2.073 1.350 1.766 8.022 7.826 5.627 4.868 4.622 3.109 2.766 2.375 2.111 2.002 1.958 1.676

EL PROGRESO 17.487 17.429 16.407 16.315 39.425 31.960 23.539 21.280 19.002 15.575 12.766 11.413 10.398 9.679 8.921 8.644

JUTICALPA 9.865 9.533 9.307 8.454 16.504 15.258 13.348 12.295 11.198 8.757 7.209 6.630 6.374 5.609 5.175 4.849

LA CEIBA 6.863 6.625 8.956 7.447 20.200 18.579 16.170 15.098 14.087 11.676 9.877 9.307 9.144 8.182 7.859 7.483

SAN PEDRO SULA 77.499 77.195 75.758 80.027 156.258 152.720 115.139 106.419 100.272 86.398 73.329 70.210 72.078 68.718 68.570 68.353

SANTA CRUZ 14.302 14.331 14.628 16.754 28.865 26.787 22.954 20.025 18.897 14.526 13.111 13.316 13.018 12.627 12.298 11.832

SANTA ROSA 21.610 21.671 21.047 21.586 44.890 41.813 35.423 32.188 30.263 23.595 21.147 19.711 18.876 17.864 16.393 15.720

TEGUCIGALPA 18.108 17.735 18.272 18.293 68.025 56.104 51.379 50.547 53.090 38.466 33.703 33.666 31.903 31.511 29.911 25.790

TOCOA 10.960 10.219 10.379 9.280 16.763 17.003 16.481 15.588 14.349 11.655 11.990 10.370 9.447 8.806 8.229 7.948

OTROS 11 10 5 1 2 5 15 29 29 - - - - - -

Total 210.041 207.696 206.331 212.042 475.772 441.868 363.601 339.304 325.583 258.935 223.792 210.845 204.005 195.338 188.704 180.229

Clientes por secctor con Código de lectura '2' Promedio

50

B. VERIFICACIONES Y EVOLUCIÓN DE CLIENTES PROMEDIADOS

Los equipos de las Áreas Comerciales de EEH han informado que está pendiente Informe Final del

Comité Interinstitucional formado en noviembre de 2018, documento que debiera detallar la

evolución al Plan de instalación de medidores por anomalías asociadas a la medida.

C. PLAN DE INSTALACIÓN DE MEDIDORES AL UNIVERSO DE CLIENTES PROMEDIADOS POR ANOMALIAS ASOCIADAS A LA MEDIDA

Los equipos de las Áreas Comerciales de EEH han informado al Comité Interinstitucional que está

pendiente el Informe Final que debiera detallar la evolución al Plan de instalación de medidores

por anomalías asociadas a la medida.

D. Procedimiento de cobro de Irregularidades y Normativa.

MHI emitió un Informe Especial que indica el análisis realizado a las irregularidades del Segundo

Año de Operaciones, en donde se detalla sus conclusiones.

6.2.3. Índice de Efectividad en la Facturación (EF)

Considerando que la energía facturada en Julio2019 fue: 552,033,496 kWh y la energía que ingresó

al sistema de distribución fue: 788,346,654 kWh (Dato de previsión de entradas para el mes de

Julio2019).

EF (mes n) = (KWh facturados mesn) / (KWh ingresados mesn * 0.9 (Factor de Pérdidas Empresa

Eficiente)

Índice EF (Julio2019) = (552,033,496 kWh) / (788,346,654 kWh * 0.9)

EF (julio2019) = 77.80 %

El índice EF mensual de Julio2019 es mayor que el de Junio2019 (julio2019: 77.80 % y Junio2019 74.95%)

De acuerdo con la metodología propuesta, para evitar el componente estacional y el desfase de la

toma de lecturas en un período de tiempo mensual, se establece una tasa anual media del índice,

con base en los últimos doce meses.

Con esto el índice resulta:

51

El índice EF (TAM Julio2019) = (6,290,859,578 kWh) / (8,907,281,122 kWh * 0,9)

EF (TAM Julio2019) = 78.47 %

Por otra parte, el índice EF TAM de Julio2019 es menor que el de Junio2019 (julio2019 78.47 % y Junio2019

78.57 %).

En la siguiente tabla y su grafico se representa el EF – mes y el EF – TAM entre Agosto2018 y Julio2019.

Mes Efectividad Facturación % EF - mes

Efectividad Facturación % EF - TAM

Jun. 18 78.92% 78.85%

Jul. 18 75.60% 78.34%

Ago. 18 83.33% 79.13%

Sep. 18 86.85% 79.80%

Oct. 18 83.89% 80.15%

Nov. 18 82.63% 80.26%

Dic. 18 71.00% 78.83%

Ene. 19 73.33% 78.58%

Feb. 19 78.25% 78.08%

Mar. 19 79.25% 78.65%

Abr. 19 75.18% 79.16%

May. 19 74.95% 78.57%

Jun. 19 77.80% 78.47%

Tabla Nº 33: Evolución del Índice EF

52

Gráfico Nº 20: Comportamiento del Índice mes e Índice TAM-mes de la Facturación (%)

78.92%75.60%

83.33%

86.85%

83.89%

82.63%

71.00% 73.33%

78.25%

79.25%

75.18%74.95%

77.80%

78.85%

78.34%

79.13%79.80%

80.15%

80.26%

78.83% 78.58% 78.08%

78.65%

79.16% 78.57% 78.47%

67.00%

72.00%

77.00%

82.00%

87.00%

Jun. 18 Jul. 18 Ago. 18 Sep. 18 Oct. 18 Nov. 18 Dic. 18 Ene. 19 Feb. 19 Mar. 19 Abr. 19 May. 19 Jun. 19

Indice de Efectividad de Facturacion EF - TAM

Efectividad Facturacion % EF - mes Efectividad Facturacion % EF - TAM

Linear (Efectividad Facturacion % EF - mes) Linear (Efectividad Facturacion % EF - TAM)

53

Comentario 14 de MHI: El indicador de efectividad mensual de facturación (EF) ha tenido un

Incremento en el mes de Julio2019 respecto de Junio2019 de 2.85 %. A nivel Acumulado, se ha

producido un decrecimiento de -0.10 %.

Entre Julio2018 y Julio2019 el EF ha tenido un decrecimiento de -1.12 %. A nivel de EF-TAM, en el mismo

periodo se ha producido un decrecimiento de -0.38 %.

6.2.4. Efectividad en el Recaudo – Índice ER

Se puede observar en los cuadros siguientes que el ER-mes alcanzo en Julio2019 un valor de 94.96

% y el ER-TAM alcanzo un valor de 100.37 %.

54

2018 - 2019

Meses Recaudo Total

MMHNL

Recaudo Corriente MMHNL

Recaudo de Mora

MMHNL

Facturación Mensual MMHNL

Recaudación del Mes / Facturación

Mensual (%)

Recaudación de Mora /

Facturación Mensual (%)

Recaudación del Mes +



Julio 18 2,046.11 1,707.49 338.62 1,906.10 89.58% 17.77% 107.35%

Agosto 18 2,095.50 1,830.54 264.96 2,050.54 89.27% 12.92% 102.19%

Septiembre 18 2,056.56 1,789.14 267.42 2,066.78 86.57% 12.94% 99.51%

Octubre 18 2,248.99 1,964.59 284.40 2,352.27 83.52% 12.09% 95.61%

Noviembre 18 2,232.41 1,983.44 248.97 2,223.29 89.21% 11.20% 100.41%

Diciembre 18 2,073.28 1,831.00 242.29 1,767.84 103.57% 13.71% 117.28%

Enero 19 2,074.81 1,799.33 275.48 1,904.43 94.48% 14.47% 108.95%

Febrero 19 1,994.47 1,757.96 236.50 1,978.75 88.84% 11.95% 100.79%

Marzo 19 2,181.58 1,892.53 289.04 2,268.75 83.42% 12.74% 96.16%

Abril 19 2,315.07 2,097.55 217.52 2,287.26 91.71% 9.51% 101.22%

Mayo 19 2,429.81 2,195.16 234.65 2,712.82 80.92% 8.65% 89.57%

Junio 19 2,525.35 2,282.06 243.29 2,659.29 85.81% 9.15% 94.96%

Promedio 2,189.49 1,927.57 261.93 2,181.51 88.36% 12.01% 100.37%

Tabla Nº 34: Efectividad % en el Recaudo (ER)

55

El Gráfico siguiente muestra los valores mensuales de la evolución del indicador ER entre

Agosto2018 y Julio2019

Gráfico Nº 21: Evolución Mensual del Indicador ER (Efectividad en el Recaudo

El Gráfico siguiente muestra los valores mensuales en MMHNL de la Evolución de la Facturación y

el Recaudo Mensual entre Agosto2018 y Julio2019.

Gráfico Nº 22: Facturación y Recaudo mensual [MMHNL]

107.35%

102.19%

99.51%

95.61%

100.41%

117.28%

108.95%

100.79%

96.16%

101.22%

89.57%

94.96%

85.00%

90.00%

95.00%

100.00%

105.00%

110.00%

115.00%

120.00%

Recaudacion del Mes + recaudacion de Mora / Facturacion mensual (%)

180.00

630.00

1,080.00

1,530.00

1,980.00

2,430.00

Facturacion y Recaudo Mensual [MMHNL]

Recaudo Total MMHNL Recaudo Corriente MMHNL

Recaudo de Mora MMHNL Facturación Mensual MMHNL

56

Aplicando la fórmula del contrato:

𝐸𝑅 = 𝑀𝑜𝑛𝑡𝑜 𝑟𝑒𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑑𝑜 𝑎𝑐𝑢𝑚𝑢𝑎𝑑𝑜 (𝐻𝑁𝐿)

𝑀𝑜𝑛𝑡𝑜 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑎𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 (𝐻𝑁𝐿)

En la siguiente tabla y su grafico se puede observar el comportamiento del ER durante el periodo

de operación de EEH, entre Agosto2018 y Julio2019 en término de valores acumulados – mes.

57

2018 - 2019

Meses Recaudo Total

MMHNL


Recaudo de Mora

MMHNL


Recaudación del Mes / Facturación

Mensual (%)






Jul.2018 22,464.30 16,210.61 6,253.67 23,150.51 70.02% 27.01% 97.04%

Ago.2018 22,539.06 16,716.78 5,822.26 23,233.42 71.95% 25.06% 97.01%

Sep.2018 22,592.57 17,269.40 5,323.16 23,216.63 74.38% 22.93% 97.31%

Oct.2018 22,929.44 17,998.15 4,931.28 23,584.20 76.31% 20.91% 97.22%

Nov.2018 23,389.53 18,850.53 4,538.99 24,003.46 78.53% 18.91% 97.44%

Dic.2018 23,712.27 19,537.75 4,174.52 23,949.95 81.58% 17.43% 99.01%

Ene.2019 24,043.39 20,220.50 3,822.88 24,099.14 83.91% 15.86% 99.77%

Feb.2019 24,353.01 20,915.46 3,437.53 24,294.38 86.09% 14.15% 100.24%

Mar.2019 24,805.32 21,717.00 3,088.32 24,732.60 87.81% 12.49% 100.29%

Abr.2019 25,198.88 22,108.91 3,089.95 25,020.03 88.36% 12.35% 100.71%

May.2019 25,712.12 22,587.79 3,124.32 25,575.22 88.32% 12.22% 100.54%

Jun.2019 26,273.94 23,130.80 3,143.14 26,178.12 88.36% 12.01% 100.37%

Promedio 2,189.49 1,927.57 261.93 2,181.51 88.36% 12.01% 100.37%

Tabla Nº 35: Efectividad % en el Recaudo (ER) a nivel PAP y PMA

58

Gráfico Nº 23: Progresión Mensual del PMA de Facturación y Recaudo en MMHNL

Gráfico Nº 24: Evolución Mensual del Indicador ER (Efectividad %)

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

Jul.2018 Ago.2018 Sep.2018 Oct.2018 Nov.2018 Dic.2018 Ene.2019 Feb.2019 Mar.2019 Abr.2019 May.2019 Jun.2019

Progresion del PMA de la Efectividad en el Recaudo [MMHNL]

Recaudo Total MMHNL Recaudo Corriente MMHNL

Recaudo de Mora MMHNL Facturación Mensual MMHNL

11.00%21.00%31.00%41.00%51.00%61.00%71.00%81.00%91.00%

101.00%

Efectividad del ER - Recaudo Acumulado Mes / Facturacion Acumulada Mes %

Recaudación del Mes / Facturación Mensual (%)

Recaudación de Mora / Facturación Mensual (%)

Recaudación del Mes + Recaudación de Mora / Facturación Mensual (%)

59

6.2.5. Efectividad en el Control de la Mora – Índice ECM

La Metodología de Cálculo definida en el contrato, establece en el literal C, del numeral 10.1,

Cláusula Séptima, lo siguiente respecto al cálculo del indicador ECM:

𝐸𝐶𝑀 =𝑀𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑎𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑎 (𝐻𝑁𝐿)

𝑀𝑜𝑛𝑡𝑜 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑠 (𝐻𝑁𝐿)

Este índice mide la relación de lo no cobrado (mora) comparándolo contra lo facturado, refleja el

peso de la mora con respecto a la facturación mensual. Este índice servirá para medir el progreso

del Inversionista Operador en la reducción de la mora y para formar la línea base de pago del

Honorario de Éxito por reducción de la mora. El Inversionista Operador calculará este índice

mensualmente, bajo los mismos criterios como se calcula el índice ER y reportarlo al Fiduciario.

Los valores meta de los índices contenidos en esta Cláusula 10.1 podrán ser revisados y reajustados

por el Comité Técnico de común acuerdo con el Inversionista Operador durante los primeros seis

(6) meses de vigencia del presente Contrato.

Sin embargo, MHI concluye que la evolución de este indicador sobre la base de valores acumulados

corresponde al Complemento del ER, es decir:

ECM = Mora/Facturación = (Facturación - Recaudo) / Facturación = 1- Recaudo / Facturación = 1 – ER

Es decir:

ECM = 1 – [Monto Recaudado Acumulado (HNL) / Monto Facturado Acumulado (HNL)]

Comentario 15 de MHI: Como se muestra en la formulación anterior, el Índice de Efectividad en el

Control de la Mora ECM es el complemento del ER, es decir, un porcentaje de todo lo que no se

recauda se convierte en Mora. El análisis de Mora que se hace a continuación, se refiere a la Mora

del periodo de operación de EEH, por lo tanto, no considera la Línea Base de Mora fijada de común

Acuerdo entre ENEE y EEH al 30/11/16. Sin embargo, en cuanto a Recaudo se incluye todo ingreso

por venta de electricidad de cada mes, sea de la operación de EEH o de antes del 30/11/16.

La tabla siguiente que muestra el cálculo de la recaudación por mes, entre Agosto2018 y Julio2019

60

2018 - 2019

Meses Recaudo Total

MMHNL


Recaudo de Mora

MMHNL


Recaudación del Mes /







Efectividad en el Control de la

Mora %

Jul.18 2,046.11 1,707.49 338.62 1,906.10 89.58% 17.77% 107.35% -7.35%

Ago.18 2,095.50 1,830.54 264.96 2,050.54 89.27% 12.92% 102.19% -2.19%

Sep.18 2,056.56 1,789.14 267.42 2,066.78 86.57% 12.94% 99.51% 0.49%

Oct.18 2,248.99 1,964.59 284.40 2,352.27 83.52% 12.09% 95.61% 4.39%

Nov.18 2,232.41 1,983.44 248.97 2,223.29 89.21% 11.20% 100.41% -0.41%

Dic.18 2,073.28 1,831.00 242.29 1,767.84 103.57% 13.71% 117.28% -17.28%

Ene.19 2,074.81 1,799.33 275.48 1,904.43 94.48% 14.47% 108.95% -8.95%

Feb.19 1,994.47 1,757.96 236.50 1,978.75 88.84% 11.95% 100.79% -0.79%

Mar.19 2,181.58 1,892.53 289.04 2,268.75 83.42% 12.74% 96.16% 3.84%

Abr.19 2,315.07 2,097.55 217.52 2,287.26 91.71% 9.51% 101.22% -1.22%

May.19 2,429.81 2,195.16 234.65 2,712.82 80.92% 8.65% 89.57% 10.43%

Jun.19 2,525.35 2,282.06 243.29 2,659.29 85.81% 9.15% 94.96% 5.04%

Promedio 2,189.49 1,927.57 261.93 2,181.51 88.36% 12.01% 100.37% -0.37%

Tabla Nº 36: Evolución Mensual de los Indicadores ER y ECM

61

El valor de ECM correspondiente al mes de Julio2019, en términos acumulados, resultó - 0.54 %

proveniente de la aplicación de la formula ECM: Julio2019 = 1- ER = 100 % - 100.54 % = - 0.54 %.

Gráfico Nº 25: Efectividad en el Recaudo y Efectividad en el Control de la Mora %

Gráfico Nº 26: Efectividad Mensual en el Control de la Mora %

97.04% 97.01% 97.31% 97.22% 97.44% 99.01%99.77% 100.24% 100.29% 100.71% 100.54%

100.37%

2.96%2.99%

2.69% 2.78% 2.56% 0.99% 0.23%-0.24% -0.29%

-0.71% -0.54%

-0.37%

-15.00%

5.00%

25.00%

45.00%

65.00%

85.00%

105.00%

Jul. 2018 Ago. 2018 Sep. 2018 Oct. 2018 Nov. 2018 Dic. 2018 Ene. 2019 Feb. 2019 Mar.2019

Abr. 2019 May.2019

Jun. 2019

Efectividad en Recaudo y Efectividad Control de Mora (%)

(Rec. Mes + Rec. Mora) / Facturación Mensual (%) PMA de ECM (%)

-7.35%

-2.19% 0.49%4.39%

-0.41%

-17.28%-8.95%

-0.79%

3.84%

-1.22%

10.43%

5.04%

-18.00%

-13.00%

-8.00%

-3.00%

2.00%

7.00%

12.00%


Efectividad mensual en el Control de la Mora %

62

La tabla siguiente muestra el resultado de valores del Promedio Móvil Anual. Esta tabla también muestra la Efectividad en el Control

de la Mora, en términos acumulados.

2018 - 2019

Meses Recaudo Total

MMHNL


Recaudo de Mora

MMHNL


Recaudación del Mes /




(Rec. Mes + Rec. Mora) /


PMA de ECM (%)

Jul. 2018 22,464.30 16,210.61 6,253.67 23,150.51 70.02% 27.01% 97.04% 2.96%

Ago. 2018 22,539.06 16,716.78 5,822.26 23,233.42 71.95% 25.06% 97.01% 2.99%

Sep. 2018 22,592.57 17,269.40 5,323.16 23,216.63 74.38% 22.93% 97.31% 2.69%

Oct. 2018 22,929.44 17,998.15 4,931.28 23,584.20 76.31% 20.91% 97.22% 2.78%

Nov. 2018 23,389.53 18,850.53 4,538.99 24,003.46 78.53% 18.91% 97.44% 2.56%

Dic. 2018 23,712.27 19,537.75 4,174.52 23,949.95 81.58% 17.43% 99.01% 0.99%

Ene. 2019 24,043.39 20,220.50 3,822.88 24,099.14 83.91% 15.86% 99.77% 0.23%

Feb. 2019 24,353.01 20,915.46 3,437.53 24,294.38 86.09% 14.15% 100.24% -0.24%

Mar. 2019 24,805.32 21,717.00 3,088.32 24,732.60 87.81% 12.49% 100.29% -0.29%

Abr. 2019 25,198.88 22,108.91 3,089.95 25,020.03 88.36% 12.35% 100.71% -0.71%

May. 2019 25,712.12 22,587.79 3,124.32 25,575.22 88.32% 12.22% 100.54% -0.54%

Jun. 2019 26,273.94 23,130.80 3,143.14 26,178.12 88.36% 12.01% 100.37% -0.37%

PMA - Junio.2019 2,189.49 1,927.57 261.93 2,181.51 88.36% 12.01% 100.37% -0.37%

Tabla Nº 37: Efectividad Acumulada del ER y ECM en MMHNL y %

63

Gráfico Nº 27: Efectividad Acumulada en el Control del Recaudo %

Gráfico Nº 28: Efectividad Acumulada en el Control de la Mora %

97.04%

97.01%

97.31%97.22%

97.44%

99.01%

99.77%

100.24%

100.29%

100.71%

100.54%

100.37%

95.40%

95.80%

96.20%

96.60%

97.00%

97.40%

97.80%

98.20%

98.60%

99.00%

99.40%

99.80%

100.20%

100.60%

101.00%

Jul. 2018 Ago. 2018 Sep. 2018 Oct. 2018 Nov. 2018 Dic. 2018 Ene. 2019 Feb. 2019 Mar. 2019 Abr. 2019 May. 2019 Jun. 2019

Promedio Móvil Acumulado de ER %

2.96% 2.99%

2.69%

2.78%

2.56%

0.99%

0.23%

-0.24%

-0.29%

-0.71%

-0.54%

-0.37%

-0.77%

0.23%

1.23%

2.23%

3.23%

4.23%


Promedio Móvil Acumulado de ECM (%)

64

6.2.6. Evolución de la Morosidad

Resumen de la cartera al 30 de julio de 2019 – Composición

La composición de la cartera con cierre al 30 de junio 2019 está dada de la siguiente forma:

Banda de 30 días L.200 millones

Banda de 60 días L.115 millones

Banda de 90 días suma L.85 millones

Banda de 120 días suma L.8,573 millones.

Gráfico Nº 29: Saldo de la Mora al 30 de junio 2019 por Sector

Residencial; 3,800 40%

Comercial; 2,498 27%

Industrial; 392 4%

Gobierno; 2,757 29%

MORA AL 30/06/2019MMHNL

65

El detalle de los clientes y la deuda por banda morosa se presenta a continuación [Cifras en

millones de Lempiras] al 30 de julio de 2019.

Sector Consumo

30 días 60 días 90 días 120 días Totales

% Mora

% Clientes

Clientes Saldos Clientes Saldos Clientes Saldos Clientes Saldos Clientes Saldos % %

Residencial 149,340 134 49,708 63 29,059 44 268,291 3,559 496,398 3,800 40% 89%

Comercial 10,496 101 2,896 25 1,778 19 33,427 2,353 48,597 2,498 26% 9%

Industrial 245 47 59 32 31 5 542 309 877 393 4% 0%

Gobierno 1,639 36 890 47 464 35 7,130 2,639 10,123 2,757 29% 2%

TOTAL 161,720 318 53,553 167 31,332 103 309,390 8,860 555,995 9,448 100% 100%

Participación 29% 3% 10% 2% 6% 1% 56% 94% 100% 100%

Tabla Nº 38: Cartera en Mora, cifras en millones de Lempiras

Del total de los clientes en mora, el 89% pertenece al sector residencial, con una

participación en los montos adeudados del 40%.

Los sectores comercial, industrial y gobierno, con el 11% de los clientes en mora

contribuyen al 60% de los valores en mora.

Del total de los 309,390 clientes ubicados en la banda morosa de 120 días, el 86.72%

pertenecen al sector Residencial y el 13.28% son clientes de Gobierno, Comerciales e

Industriales. Sin embargo, el 59.83% del total de la cartera morosa (en Lempiras), está

concentrada en estos clientes del sector No Residencial, y solo el sector Gobierno

representa cerca del 29.8 % de la morosidad.

Gráfico Nº 30: Evolución de la cartera Morosa (saldos abril’19

66

A partir del mes de diciembre 2018, existe una desaceleración en la curva de crecimiento

de la mora; uno de los aspectos que ha contribuido a esta disminución es la Amnistía

vigente a partir del mes de noviembre de 2018.

A continuación, se presentan los clientes más importantes que presentan la mayor mora

(Lempiras) en la banda de 120 días. Este grupo de clientes tiene el 10% de la mora

acumulada, aproximadamente (los datos disponibles en la tabla siguiente, a la fecha del

presente Informe, son a enero 2019).

Cliente Segmento de Mercado Total Lempiras

SANAA Gobierno 320,148,134

Grupo Cable Sula S.A de C.V Alto Consumidor 99,698,129

Bombas de Agua SANAA Gobierno 57,087,019

SERCOM de Honduras S.A. de C.V. Alto Consumidor 54,712,061

Cable Color S.A. de C.V. Alto Consumidor 45,080,129

Municipalidad de Choloma Gobierno 39,526,194

Hospital Militar Gobierno 37,170,234

Maya Cable Televisión S.A de C.V. Alto Consumidor 33,652,994

A N B I Alto Consumidor 33,549,493

Fuerza Aérea Hondureña Gobierno 31,177,308

Ministerio Defensa/Base Aérea Gobierno 29,112,355

Escuela Técnica del Ejercito F Gobierno 27,837,821

Primer Batallón de Infantería Gobierno 27,685,631

Cámaras de Seguridad Masivo 27,246,064

HONDUTEL Gobierno 26,871,607

Agua Corporación Honduras S.A. Alto Consumidor 26,176,452

Total general 916,731,625

Tabla Nº 39: Principales Clientes que presentan la mayor mora (Lempiras) en la banda de 120 días

Comentario 16 de MHI: De la tabla anterior, se observa que la mayoría de los clientes con mora

son de la categoría Gobierno.

Bono de Gobierno

El Gobierno ha determinado otorgar un bono de energía para reducir gradualmente el

impacto en el costo de la factura de energía. Este bono beneficia a todos los clientes del

sector residencial que consuman menos de 300 kWh al mes por un periodo de nueve

meses, desde octubre 2018.

Según el oficio SGPGC-011-01-2019, el cual sustituye al oficio SGPGC 531-122018, a partir

del mes de enero de 2019 se aplicará el bono de gobierno a los clientes residenciales con

67

consumos iguales o inferiores a 300 kWh al mes, aplicando a cada uno de ellos la tarifa que

corresponda según el mes de la siguiente manera:

1) Si el consumo durante el mes es menor a 50 kWh, este consumo energético será

multiplicado por un factor igual a la tarifa vigente para febrero menos 2.5659, tal y como

se indica a continuación:

(3.643-2.5659) *(consumoenerg)

2) Si el consumo durante el mes es menor a 300 kWh, los primeros 50 kWh de consumo

energético serán multiplicados por el factor que se indica en el inciso 1) y los kWh restantes

serán multiplicados por un factor igual a la tarifa vigente para consumos mayores de 50

kWh menos 4.4454, quedando de la siguiente manera:

((3.643-2.5659) *50) +((4.7404-4.4454) *(consumoenerg-50))

Para el mes de abril entra en vigencia la aplicación de nuevo bono, el cual estará en vigencia

hasta el mes de diciembre 2019, y el primero será aplicado hasta mayo 2019.

Para el mes de abril, el comportamiento del subsidio otorgado por el gobierno será el

siguiente:

Clientes con Tarifa Residencial y consumos menores o iguales a 150 kWh:

o Subsidio será del 100% del aumento de tarifa del mes de abril de

2019.

o Será aplicable hasta el mes de diciembre de 2019.

Clientes con Tarifa Residencial y consumos entre 151 kWh y 300 kWh: o

Subsidio será del 90% del aumento de tarifa del mes de abril de 2019.

o Subsidio irá disminuyendo gradualmente, mes con mes, hasta

llegar a un 0% en el mes de diciembre de 2019.

Clientes con Tarifa Residencial y consumos mayores a 300 kWh no

tendrán subsidio por parte del gobierno.

Clientes con Tarifa que No sea Residencial no percibirán subsidios por

parte del gobierno.

En el mes de abril de 2019 se benefició a 1,371,364 clientes, se les otorgó un crédito por el

valor de L. 97,854,399.89, el cual aumentó un 45.78% con respecto al mes de marzo de

68

2019, valor que aumentó debido a la aplicación superpuesta del nuevo bono sobre el bono

que ya se venía aplicando.

Sector Cantidad de

Clientes Lempiras

Tegucigalpa 294,600 -L 23,805,565.61

San Pedro Sula 261,048 -L 20,824,324.27

Santa Rosa 155,621 -L 8,214,931.99

Comayagua 143,465 -L 8,982,583.49

Choluteca\San Lorenzo 106,705 -L 7,515,223.55

Santa Cruz 78,021 -L 4,446,456.69

La Ceiba 75,840 -L 6,127,614.66

El Progreso 75,215 -L 5,422,731.13

Tocoa 70,544 -L 5,216,326.49

Juticalpa 57,959 -L 3,940,651.05

Danli 52,346 -L 3,357,990.96

TOTAL 1,371,364 -L 97,854,399.89

Tabla Nº 40: Créditos a Clientes por Sector, abril 2019

6.2.7. Efectividad del Corte y Reposición de Servicios

En la siguiente tabla se muestra un factor que afecta la Efectividad del Recaudo; se trata de la

relación entre la cantidad de Cortes de Suministro por Deuda Programados por EEH y los Cortes

Ejecutados, que a Julio2019 en términos Mensuales alcanza 16.2 % y acumulados 24.5 %.

Mes Cortes

Programados Cortes

Ejecutados Efectividad del Corte

PMA %

Jul. 18 50,782 26,961 53.1% 53.5%

Ago. 18 117,737 41,377 35.1% 51.8%

Sep. 18 108,901 43,027 39.5% 50.5%

Oct. 18 126,902 31,905 25.1% 48.0%

Nov. 18 133,860 38,090 28.5% 45.7%

Dic. 18 110,459 27,994 25.3% 43.2%

Ene. 19 123,684 31,446 25.4% 39.9%

Feb. 19 91,307 19,338 21.2% 36.8%

Mar. 19 132,252 21,259 16.1% 33.1%

Abr. 19 143,851 21,159 14.7% 28.8%

May. 19 136,283 22,220 16.3% 25.7%

Jun. 19 141,813 23,028 16.2% 24.5%

Tabla Nº 41: Efectividad de Cortes de Suministro – Cortes programados por EEH vs. Cortes Ejecutados

69

En el gráfico siguiente se observa cómo la Efectividad en el Corte de Suministro tiene un resultado

decreciente, a consecuencia de una reducción en la relación de Cortes Efectuados vs. Ordenados.

Gráfico Nº 31: Evolución de la efectividad del Corte

En el cuadro siguiente se muestra el nivel promedio anual en el Índice de Efectividad de la

Reposiciones de Suministro en Junio2019. Cabe destacar que la normativa de empalmes

(Conexiones a la red deficiente) facilita la auto reposición del suministro por los propios clientes.

Mes Cortes

Efectuados Reconexiones

Efectuadas Efectividad en Reposiciones

PMA %

Jul. 18 26,961 17,783 66.0% 36.6%

Ago. 18 41,377 22,408 54.2% 39.6%

Sep. 18 43,027 28,384 66.0% 43.6%

Oct. 18 31,905 22,423 70.3% 47.3%

Nov. 18 38,090 28,930 76.0% 50.4%

Dic. 18 27,994 26,687 95.3% 53.7%

Ene. 19 31,446 25,895 82.3% 57.2%

Feb. 19 19,338 20,254 104.7% 61.7%

Mar. 19 21,259 20,581 96.8% 64.9%

Abr. 19 21,159 19,712 93.2% 70.2%

May. 19 22,220 19,694 88.6% 77.5%

Jun. 19 23,028 20,796 90.3% 78.6%

Tabla Nº 42: Efectividad de Cortes de Suministro- Cortes Efectuados vs. Reconexiones

13.0%

23.0%

33.0%

43.0%

53.0%

63.0%


Evolución de la Efectividad del Corte

Efectividad del Corte PMA % Linear (Efectividad del Corte)

70

En el gráfico siguiente se puede observar que de cada 100 cortes declarados como efectuados, a

nivel Promedio Móvil Anual, las reposiciones efectuadas resultan 78.6 % pero en el mes fueron

90.3 %.

Gráfico Nº 32: Evolución de la Efectividad de Reconexiones vs. Cortes Ejecutados

Comentario 17 de MHI: Para mejorar la disciplina de mercado en el servicio de Corte y Reposición

de Suministro por Deuda, se debe mejorar la calidad de la red de distribución con redes protegidas,

proteger el sistema de medición y mejorar la gestión de cobranza, el corte de energía eléctrica por

deuda, la Reposición de Suministro vs. Pago y la supervisión de terreno.

A nivel de recaudo proveniente de cortes de suministros por deuda, en términos mensuales, en

Junio2019 la Efectividad del Corte es 61.1 % y en términos Promedio Móvil Anual es 75.0 %. Es

decir, por cada HNL 100 de deudas programadas para corte, el valor recuperado es HNL 61.1.

Mes Programados a Corte HNL

Recaudado por Corte HNL

Efectividad del Corte

PMA %

Jul. 18 70,969,962 49,249,689 69.4% 46.1%

Ago. 18 84,384,530 51,991,411 61.6% 46.5%

Sep. 18 96,131,012 60,946,906 63.4% 48.3%

Oct. 18 111,954,607 79,756,449 71.2% 50.9%

Nov. 18 113,932,049 91,702,911 80.5% 55.5%

Dic. 18 119,337,419 86,484,039 72.5% 61.3%

Ene. 19 115,733,617 103,570,058 89.5% 64.6%

Feb. 19 98,922,033 67,182,133 67.9% 66.2%

Mar. 19 58,874,576 62,910,048 106.9% 68.0%

21.0%

31.0%

41.0%

51.0%

61.0%

71.0%

81.0%

91.0%

101.0%


Evolución de la Efectividad de Reposiciones

Efectividad en Reposiciones PMA % Linear (Efectividad en Reposiciones)

71

Mes Programados a Corte HNL

Recaudado por Corte HNL

Efectividad del Corte

PMA %

Abr. 19 91,645,107 82,200,708 89.7% 70.9%

May. 19 64,200,897 44,577,203 69.4% 75.8%

Jun. 19 75,414,066 46,099,683 61.1% 75.0%

Tabla Nº 43: Efectividad Monetaria del Corte de Suministro

El gráfico siguiente muestra la Efectividad Monetaria del Corte a Julio2019

Gráfico Nº 33: Efectividad del Recaudo proveniente del Corte por Deuda

Comentario 18 de MHI: En materia de acciones de cobranza a través de suspensiones de suministro

a clientes morosos, EEH ha implementado un sistema de Gestión Remota de Cobranza a Clientes,

que incluye el Corte por Deuda a Distancia. El resultado es el siguiente.

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

90.0%

100.0%

110.0%


Evolución de la Efectividad Monetaria del Corte

Efectividad del Corte PMA % Linear (Efectividad del Corte)

72

Mercado Mes Mora Potencial de Corte

Cortes Ejecutados

Clientes Suspendidos

Deuda Clientes

con Pagos

Recaudo Reconexiones Efectividad

Clientes Efectividad

Recuperación

Efectividad de

Reconexiones

Masivos

Mora > 20 días 1,200 647 647 3,019,699 611 2,908,825 611 94% 96% 94%

Mora 30 días 1,119 1,645 1645 10,394,923 1,598 8,346,924 1,610 97% 80% 98%

Mora 60 días 285 67 67 436,851 61 154,361 61 91% 35% 91%

Mora 90 días 170 28 28 307,691 23 156,589 23 82% 51% 82%

Mora 120 días 506 50 50 2,813,104 28 127,334 33 56% 5% 66%

Altos Consumidores Mora > 15 días 328 11 11 300,526 12 329,733 12 109% 110% 109%

Gobierno Mora > 30 días 941 2 2 695,028 1 6,731 1 50% 1% 50%

Total General 4,549 2,450 2,450 17,967,822 2,334 12,030,497 2,351 95% 67% 96%

Tabla Nº 44: Efectividad de Recuperación con Corte a Distancia

73

7. REDUCCIÓN Y CONTROL DE PÉRDIDAS

Para el presente Informe Mensual Nº 30, correspondiente al periodo comprendido entre el

19/07/19 y el 18/08/19), MHI entrega a continuación los análisis de pérdidas que se basan en

información suministrada por ENEE, aplicando los acuerdos alcanzados hasta el jueves veinticinco

(25) de abril de 2019, fecha en que se efectuó la Vigésima Primera (21) reunión del Comité de

Coordinación del Fideicomiso de ENEE, compuesta por representantes técnicos de ambas

empresas (ENEE y EEH), supervisadas por MHI en presencia de SAPP.

Esta información también se usó para actualizar los datos relacionados al Cash Recovery Index

(CRI).

7.1. Indicador de Pérdidas

Con los antecedentes disponibles por MHI, al cierre del presente informe, al mes de Junio2019, los

resultados muestran el siguiente Balance de Energia del Mes y Acumulado de los últimos 12 Meses,

sin ajustes.

Balance Energía – Junio 2019

Energía Entrada (kWh) 787,761,509

Ventas Totales (kWh) 553,705,837

Pérdidas Totales (kWh) 234,055,673


Tabla Nº 45: Balance de Energía del Mes

Balance Energía – Julio 2018 – Junio 2019

Energía Entrada (kWh) 8,892,706,813

Ventas Totales (kWh) 6,346,677,283

Pérdidas Totales (kWh) 2,546,029,531

Pérdida Remanente (%) 28.63%

Tabla Nº 46: Balance de Energía Acumulado Últimos 12 meses

74

Tomando como referencia los valores de Pérdidas de los Años Base, es decir, 31.95 % para el

Primer Año de Operaciones, 27.90 % para el Segundo Año de Operaciones y 27.90% para el Tercer

Año de Operaciones, los resultados anuales de pérdidas acumuladas de energía, de los últimos 12

meses, son los que se muestran en la tabla siguiente.

Entre diciembre 2016 y julio 2019 la Pérdida Eléctrica del Sistema de Distribución ha disminuido

en 3.32 %; entre diciembre 2017 y julio 2019, la pérdida remanente se ha incrementado en 0.74 %

y entre diciembre 2018 y julio 2019, la perdida remanente se ha incrementado en 0.63 %.

75

DETALLE Jul-18 Aug-18 Sep-18 Oct-18 Nov-18 Dec-18

Energía recibida en el mes kWh (ERMi) 777,949,450.54 771,755,952.49 743,319,921.22 740,788,871.85 716,755,185.26 685,852,377.80

Energía Distribuida en el mes kWh (EDMi) 523,149,646.39 570,375,927.25 570,867,328.24 543,776,616.15 543,341,097.33 483,382,254.37

Pérdidas mes kWh 254,799,804 201,380,025 172,452,593 197,012,256 173,414,088 202,470,123

Pérdidas mes % 32.75% 26.09% 23.20% 26.59% 24.19% 29.52%

Energía recibida acumulada kWh 8,551,582,639.83 8,568,966,888.44 8,569,483,738.94 8,601,155,304.14 8,655,006,585.23 8,693,719,289.85

Energía Distribuida acumulada kWh 6,039,911,878.27 6,133,995,927.31 6,163,884,535.02 6,185,687,730.12 6,231,442,271.63 6,239,943,688.99

Pérdidas totales kWh 2,511,670,761.55 2,434,970,961.12 2,405,599,203.92 2,415,467,574.02 2,423,564,313.60 2,453,775,600.87

Real Pérdidas Acumuladas % 29.37% 28.42% 28.07% 28.08% 28.00% 28.22%

DETALLE Jan-19 Feb-19 Mar-19 Apr-19 May-19 Jun-19


Energía Distribuida en el mes kWh (EDMi) 481,098,338.68 481,845,900.43 530,978,956.88 517,538,995.31 546,616,384.83 553,705,836.83

Pérdidas mes kWh 202,244,357 194,167,837 215,944,937 230,524,856 267,562,982 234,055,673

Pérdidas mes % 29.60% 28.72% 28.91% 30.82% 32.86% 29.71%





Tabla Nº 47: Balance de Energía a Junio2019 (Sin Irregularidades facturadas)

76

Comentario 20 MHI: Con la información disponible por MHI al 27/08/19, se informa que entre Diciembre2016 y Julio2019 la Pérdida Eléctrica del

Sistema de Distribución de ENEE ha disminuido en 3.32 % y entre Diciembre2017 y Julio2019, la pérdida se ha incrementado en 0.74 %.

En el gráfico siguiente se observan los porcentajes de pérdidas por mes y acumulados.

Gráfico Nº 34: Pérdida Mensual y Acumulada

32.75%

26.09%

23.20%26.59%

24.19%

29.44% 29.49% 28.65% 28.58%

30.87% 33.00%

29.71%

29.37%

28.42%28.07%

28.08%

28.00%28.22%

28.27% 28.40%

28.01%

28.16%28.49%

28.63%

19.50%

21.50%

23.50%

25.50%

27.50%

29.50%

31.50%

33.50%

35.50%

37.50%

Jul-18 Aug-18 Sep-18 Oct-18 Nov-18 Dec-18 Jan-19 Feb-19 Mar-19 Apr-19 May-19 Jun-19

Evolución de Pérdidas Julio 2018 - Junio 2019

Pérdidas mes % Pérdidas Totales % Linear (Pérdidas mes %) Linear (Pérdidas Totales %)

77

Gráfico Nº 35: Variabilidad Mensual del % de Reducción de Pérdidas

7.2. Gestiones de EEH en cuanto a Reducción de Pérdidas

Actuación sobre clientes de Medida Directa:

En Julio2019, se registró un 68.61 % de efectividad en la ejecución de las acciones planificadas para

el mes, realizando la intervención en 19,937 suministros a nivel nacional correspondientes a la

optimización del ciclo comercial; 873 al plan de Bolsa AMI Fachada y 989 Bosa AMI ENEE,

enmarcado en el proyecto “EEH Te Atiende”.

Con estas gestiones se logró el levantamiento de 13,679 irregularidades. La distribución de la

ejecución de actividades por tipo de plan se detalla a continuación:

Plan Actividades Realizadas

Anomalías Encontradas

Efectividad (%)

Optimización del Ciclo Comercial 18,075 12,828 70.97%

Bolsas AMI ENEE 989 192 19.41%

Bolsas AMI Fachada 873 659 75.49%

Total 19,937 13,679 68.61%

Tabla Nº 48: Resultado de actividades por tipo de plan.

2.58%3.54% 3.88% 3.87% 3.95% 3.73% 3.67%

3.53%3.90% 3.79% 3.47%3.32%

-1.48%-0.52% -0.18% -0.19% -0.11% -0.33% -0.39% -0.53% -0.16% -0.27% -0.59% -0.74%

-2.50%

-1.50%

-0.50%

0.50%

1.50%

2.50%

3.50%

4.50%

Jul-18 Aug-18 Sep-18 Oct-18 Nov-18 Dec-18 Jan-19 Feb-19 Mar-19 Apr-19 May-19 Jun-19

Variabilidad Mensual del % de Reduccion de Perdidas (Julio 2018 - Junio 2019)

Respecto de 31,95 % Respecto de 27.90 %

Linear (Respecto de 31,95 %) Linear (Respecto de 27.90 %)

78

Actuación sobre clientes de Medida Especial:

Durante el mes de Julio2019 se registra un avance de 186.96 % en la ejecución de los planes de

medida indirecta, un 241.65 % en la ejecución de los planes en los clientes de medida semidirecta;

sumando un resultado global de 238.68 %. Con estas actuaciones se logró el levantamiento de 116

irregularidades.

Tipo de Medida Planificado Ejecutado % de

Ejecución Irregularidades

% de Detección

Revisión y Normalización de Clientes Medida Indirecta

23 43 186.96% 5 11.63%

Revisión y Normalización de Clientes Medida Semidirecta

401 969 241.65% 125 12.90%

Total 424 1,012 238.68% 130 12.85%

Tabla Nº 49: Acciones evaluables de medida especial.

Comentario 20 de MHI: Este avance en Medida Especial es significativo, no obstante, las

irregularidades encontradas tienen una baja efectividad de ocurrencia, la protección de ingresos

en este tipo de segmento es fundamental en el ciclo comercial y financiero de la Empresa, por su

alto impacto en energía no facturada y valor económico correspondiente.

8. EL CRI INDICADOR DE PROGRESO EN REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS.

Este capítulo del Informe mensual de MHI tiene por objeto explicar cómo se determina el CRI (Cash

Recovery Index) y cuál es su importancia como indicador de gestión en empresas distribuidoras de

electricidad. Adicionalmente, MHI propende implantarlo en su proceso de supervisión, como un

elemento de medición que permitirá evaluar la gestión que debe cumplir EEH en cuanto a la

mejora del flujo financiero de ENEE.

El CRI o Indicador de Flujo Efectivo de Fondos, es un indicador de gestión de mucha utilidad para

medir el proceso de reducción y control de pérdidas eléctricas en una empresa distribuidora, por

cuanto en su cálculo se conjugan las variables físicas del balance de energía con las variables de

medición de gestión del Sistema Comercial, en un periodo determinado de tiempo.

El beneficio que tiene este indicador es que exige que las reducciones de pérdidas informadas se

traduzcan en un incremento de los ingresos por facturación, recaudación y cobranza a los clientes.

79

8.1. Determinación Del CRI

En el informe mensual de MHI correspondiente a marzo de 2017 se explicó en forma detallada el

armado del CRI, que en resumen se reduce a las siguientes fórmulas:

CRI = (1-Indicador de Perdidas) x Indicador de Cobranza

E

8.2. Proyección del CRI en el Periodo del Contrato

Para determinar la proyección del CRI en el periodo del Contrato, se usó la tabla de Análisis de la

Modificación del Anexo 6, que establece la reducción Mínima de Pérdidas totales de Distribución,

sobre la base de los valores porcentuales comprometidos en cada año por EEH, aplicando una tasa

de crecimiento anual del 2.77 % en la Energía Vendida Anual y los valores porcentuales de

reducción de pérdidas comprometidos por el Operador en su contrato.

Año de Servicio

"n"

Porcentaje de reducción mínima de Pérdidas

Totales de Distribución (FRMAn)%

Reducción Mínima Anual de Pérdidas Totales de

Distribución ajustada por Crecimiento kWh

(FRMAn)

Porcentaje de pérdidas Totales base para el año

"n" (FPTn)

Total de Pérdidas Remanentes al final del año "n" en kWh (PRn), incluyendo las pérdidas derivadas del crecimiento

de la DMx

0 31.95% 2,616,622,198

1 4% 264,406,112 27.95% 2,352,216,087

2 3% 194,211,990 24.95% 2,158,004,096

3 3% 206,800,667 21.95% 1,951,203,429

4 3% 219,938,420 18.95% 1,731,265,010

5 2% 139,751,421 16.95% 1,591,513,589

6 1% 52,339,842 15.95% 1,539,173,747

7 1% 56,469,732 14.95% 1,482,704,016

Tabla Nº 50: Reducción Mínima Anual de Pérdidas Totales de Distribución, Anexo 6 del Contrato.

Con este antecedente, se confeccionó la tabla de Cálculo de la Proyección Anual del CRI en el

Periodo de 7 años del Contrato, considerando un precio medio de venta de HNL/kWh 3.81 y un ER

de 0.95 (año 1), 0.96 (año 2) y 0.98 (año 3 y siguientes).

CRI = (1 – (E perdida GWh /E ingresada GWh)) x (E cobrada MMHNL / E facturada MMHNL)

80

CALCULO DE LA PROYECCION DEL CRI EN EL PERIODO DE 7 AñOS DEL CONTRATO

Mes Energía Perdida

kWh Energía Ingresada

kWh Energía Cobrada

MMHNL Energía facturada

MMHNL CRI

2016 - 2017 2,352,216,087 8,415,799,952 21,946,440,863 23,101,516,698 68.45%

2017 - 2018 2,158,004,096 8,649,315,016 23,741,860,538 24,731,104,727 72.05%

2018 - 2019 1,951,203,429 8,889,309,474 25,904,672,989 26,433,339,785 76.49%

2020 - 2021 1,731,265,010 9,135,963,111 27,646,778,772 28,210,998,747 79.43%

2021 - 2022 1,591,513,589 9,389,460,701 29,115,045,034 29,709,229,627 81.39%

2022 - 2023 1,539,173,747 9,649,992,145 30,283,206,531 30,901,231,154 82.37%

2023 - 2024 1,482,704,016 9,917,752,613 31,493,778,585 32,136,508,760 83.35%

Tabla Nº 51: Proyección del CRI anual en el Periodo de 7 años del Contrato.

Comentario 21: El valor del CRI proyectado para el Tercer Año resulta 76.49 %.

Gráfico Nº 36: Proyección del CRI Anual en el Periodo del Contrato.

68.45%

72.05%

76.49%

79.43%

81.39% 82.37% 83.35%

67.00%

72.00%

77.00%

82.00%

87.00%

2016 - 2017 2017 - 2018 2018 - 2019 2020 - 2021 2021 - 2022 2022 - 2023

PROYECCION DEL CRI EN EL PERIODO DEL CONTRATO

81

8.3. Determinación del CRI en la operación de EEH

CRI: Cash Recovery Index

En la siguiente tabla se muestra el cálculo del CRI en la operación de EEH entre los meses Agosto2018

y Julio2019, aplicando el concepto PMA (Promedio Móvil Anual) para Facturación y Recaudo. Para la

energía física ingresada y pérdidas se usan los valores acumulados del Balance de Perdidas.

Por lo anterior, los CRI resultantes de cada mes indican los efectos de promedios acumulados que

la gestión de reducción de pérdidas y la gestión de recaudo tuvieron en cada uno de los meses.

CALCULO DEL CRI CON PERDIDAS Y RECAUDO TOTAL PROMEDIO MES ACUMULADOS

Mes Energia

Perdida kWh Energia

Ingresada kWh Energia Cobrada

MMHNL Energia facturada

MMHNL CRI

Jul. 18 2,511,670,762 8,551,582,640 22,464 23,151 68.54%

Ago. 18 2,434,970,961 8,568,966,888 22,539 23,233 69.44%

Sep. 18 2,405,599,204 8,569,483,739 22,593 23,217 69.99%

Oct. 18 2,415,467,574 8,601,155,304 22,929 23,584 69.92%

Nov.18 2,423,564,314 8,655,006,585 23,390 24,003 70.16%

Dic.18 2,453,221,289 8,693,719,290 23,712 23,950 71.07%

Ene.19 2,469,773,367 8,736,747,828 24,043 24,099 71.57%

Feb.19 2,492,918,331 8,776,790,557 24,353 24,294 71.77%

Mar.19 2,463,949,056 8,796,978,678 24,805 24,733 72.20%

Abr.19 2,479,922,695 8,806,347,795 25,199 25,020 72.35%

May.19 2,518,172,440 8,839,178,703 25,712 25,575 71.89%

Jun.19 2,546,029,531 8,892,706,813 26,274 26,178 71.63%

Tabla Nº 52: Calculo del Promedio Móvil Anual del CRI de EEH

Comentario 22 de MHI: En el gráfico siguiente se puede observar la evolución del CRI, desde 68.54%

(Agosto2018) a 71.63% (julio2019), lo que significa que EEH deberá hacer un gran esfuerzo para

alcanzar en Noviembre2019 la meta del tercer año de operaciones (76.49 %).

82

Gráfico Nº 37: Evolución del Promedio Acumulado Progresivo del CRI

En el siguiente gráfico se puede observar como la Energía Ingresada al Sistema de Distribución ha

contribuido al resultado del CRI.

Gráfico Nº 38: Evolución de Energía Ingresada a nivel acumulado

En el siguiente gráfico se puede observar como la Reducción de Pérdidas del Sistema de

Distribución ha contribuido al resultado del CRI.

68.54%

69.44%

69.99% 69.92%

70.16%71.07%

71.57%

71.77%

72.20% 72.35%

71.89%

71.63%

68.50%

69.00%

69.50%

70.00%

70.50%

71.00%

71.50%

72.00%

72.50%

73.00%

Jul. 18 Ago. 18 Sep. 18 Oct. 18 Nov.18 Dic.18 Ene.19 Feb.19 Mar.19 Abr.19 May.19 Jun.19

CRI Acumulado Progresivo (Meta Segundo Año 72.05 % - Meta Tercer Año 76.49 %)

8,300

8,400

8,500

8,600

8,700

8,800

8,900

9,000


Energía Ingresada GWh

83

Gráfico Nº 39: Evolución del Promedio Acumulado Progresivo de Pérdidas

En el siguiente gráfico se puede observar como la Energía Distribuida ha contribuido al resultado

del CRI.

Gráfico Nº 40: Evolución de la Energía Distribuida

En el siguiente gráfico se puede observar como El Recaudo Mensual ha contribuido al resultado

del CRI.

2,300

2,350

2,400

2,450

2,500

2,550

2,600


Energía Perdida GWh

5,850

5,900

5,950

6,000

6,050

6,100

6,150

6,200

6,250

6,300

6,350

6,400


Energía Distribuida GWh

84

Gráfico Nº 41: Evolución del Recaudo

En el siguiente gráfico se puede observar como la Facturación Mensual ha contribuido al resultado

del CRI.

Gráfico Nº 42: Evolución de la Facturación

1,650

1,750

1,850

1,950

2,050

2,150

2,250

2,350

2,450


Energía Cobrada MMHNL

1,650

1,850

2,050

2,250

2,450

2,650


Energía facturada MMHNL

85

9. AVANCE PROCESO DE INVERSIONES TERCER AÑO

En las siguientes tablas, a julio2019, se muestra el Avance físico y financiero del Proceso de

Inversiones correspondiente al Tercer Año de Operaciones.

El avance físico en cuanto a cantidad de medidores instalados respecto del total del Tercer Año de

Operaciones resulta 49 %.

El Avance Financiero respecto del presupuesto de caja resulta 72 %

El Avance Financiero respecto del Presupuesto de caja total del Tercer Año de Operaciones resulta

41 %.

Este Análisis se refiere al Presupuesto de Inversiones del Tercer Año de Operaciones. No incluye

Presupuestos de Arrastre de Primer y Segundo Año de Operaciones.

86

Ítem Nombre del Proyecto Nº Medidores a

instalar en el año

2019

Ejecución Física Total Ejecutado

a Julio Avance sobre el

total del año

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio %

1 Medición en fronteras de entradas de subestaciones

86 2 5 4 0 10 2 2 25 29%

2 Medición en fronteras de entrada de energía en generación distribuida

10 1 0 1 0 0 0 0 2 20%

3 Medición Grandes Consumidores (Medida Indirecta)

1,570 87 68 15 8 3 7 2 190 12%

4 Medición y normalización de clientes medida semidirecta

2,952 924 505 292 214 94 67 75 2,171 74%

5 Macromedición de centros de transformación

3,000 127 143 17 0 3 0 0 290 10%

6

Instalación Medida Inteligente (AMI)

AMI 10,000 0 0 0 0 0 0 0 0 0%

7 AMI>100 A

17,361 3,576 3,357 1,047 1,200 954 919 873 11,926 69%

8 AMI ENEE

57,611 121 947 295 297 570 623 989 3,842 7%

9 Medición convencional para la optimización del ciclo comercial

307,315 42,205 26,194 29,335 30,636 29,927 21,885 18,075 198,257 65%

10 Proyectos de protección y remodelación de redes en baja tensión

- 0 0 0 0 0 0 0 0 0%

399,905 47,043 31,219 31,006 32,355 31,561 23,503 20,016 216,703 54%

Tabla Nº 53: Avance Físico de Instalación de Medidores

87

Ítem Nombre del Proyecto

2018 2019

Total Programado a

Julio

Total Ejecutado a

Julio

Avance al Mes

de Julio

Avance sobre

el total del año

Ejecución Financiera Programada

Dec-18 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio US$ US$ % %

1 Medición en fronteras de entradas de subestaciones

$37,222.58 $37,222.58 $37,222.58 $37,222.58 $37,222.58 $37,222.58 $37,222.58 $37,222.58 $297,780.67 $129,323.00 43% 29%

2

Medición en fronteras de entrada de energía en generación distribuida

$16,690.33 $0.00 $16,690.33 $0.00 $16,690.33 $0.00 $16,690.33 $0.00 $66,761.33 $19,986.60 30% 20%

3 Medición Grandes Consumidores (Medida Indirecta)

$729,738.75 $729,738.75 $729,738.75 $729,738.75 $729,738.75 $729,738.75 $729,738.75 $729,738.75 $5,837,910.00 $1,593,272.29 27% 18%

4

Medición y normalización de clientes medida semidirecta

$310,500.00 $310,500.00 $310,500.00 $310,500.00 $310,500.00 $310,500.00 $310,500.00 $310,500.00 $2,484,000.00 $2,711,592.57 109% 73%

5 Macromedición de centros de transformación

$304,500.00 $304,500.00 $304,500.00 $304,500.00 $304,500.00 $304,500.00 $304,500.00 $304,500.00 $2,436,000.00 $336,325.81 14% 9%

6

Instalación Medida Inteligente (AMI)

$0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $527,848.33 $527,848.33 $1,055,696.67 $0.00 0% 0%

7 $307,852.00 $307,852.00 $307,852.00 $307,852.00 $307,852.00 $307,852.00 $307,852.00 $307,852.00 $2,462,816.00 $2,825,312.88 115% 76%

8 $211,240.33 $211,240.33 $211,240.33 $211,240.33 $211,240.33 $211,240.33 $211,240.33 $211,240.33 $1,689,922.67 $107,815.09 6% 4%

9 Medición convencional para la optimización del ciclo comercial

$1,609,433.17 $1,609,433.17 $1,609,433.17 $1,609,433.17 $1,609,433.17 $1,609,433.17 $1,609,433.17 $1,609,433.17 $12,875,465.33 $19,920,105.77 155% 103%

10

Proyectos de protección y remodelación de redes en baja tensión

$83,333.33 $83,333.33 $83,333.33 $83,333.33 $83,333.33 $83,333.33 $83,333.33 $83,333.33 $666,666.67 $98,389.01 15% 10%

11 Reducción de Pérdidas Técnicas en la Red de Distribución (Proyectos)

$347,733.09 $347,733.09 $347,733.09 $347,733.09 $347,733.09 $347,733.09 $347,733.09 $347,733.09 $2,781,864.73 $968,418.39 35% 25%

12 Remodelación de redes de media tensión (Cable semiaislado)

$0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $200,000.00 $0.00 $0.00 $0.00 $200,000.00 $0.00 0% 0%

13 Inventario Redes BT y MT

$0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 0% 0%

88


2018 2019

Total Programado a

Julio

Total Ejecutado a

Julio

Avance al Mes

de Julio

Avance sobre

el total del año



14 Auditoría Inventario Redes

$0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 0% 0%

15 Marcación de Postería de la Red de Distribución

$0.00 $0.00 $408,234.85 $408,234.85 $408,234.85 $408,234.85 $408,234.85 $408,234.85 $2,449,409.10 $0.00 0% 0%

16 Remodelación y ampliación del sistema SCADA

$0.00 $0.00 $1,318,424.36 $0.00 $0.00 $1,318,424.36 $0.00 $0.00 $2,636,848.72 $1,135,048.38 43% 24%

17

Equipo telegestionado de protección y seccionamiento en media tensión

$0.00 $0.00 $1,267,398.82 $0.00 $0.00 $1,267,398.82 $0.00 $0.00 $2,534,797.64 $195,018.09 8% 4%

18 Implementación, sistema de gestión de balances de energía

$0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 0% 0%

19

Licencias Digsilent, Autocad, ArcGis y módulos complementarios

$0.00 $75,000.00 $75,000.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $150,000.00 $0.00 0% 0%

20

Repotenciación y Reconfiguración de la Red de Distribución (Proyectos) - ENEE.

$0.00 $100,000.00 $0.00 $100,000.00 $0.00 $100,000.00 $0.00 $100,000.00 $400,000.00 $73,083.83 18% 15%

21

Tecnología para la lectura y facturación en sitio, reimplantación InCMS (Mejora de los procesos)

$0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $1,244,771.00 $0.00 $0.00 $1,244,771.00 $0.00 0% 0%

22 Medición Prepago $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 0% 0%

23 Proyecto Medición de la Calidad Del Servicio eléctrico.

$0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 0% 0%

24

Contratación de diseño, adquisición e instalación de interruptores en cabeceras de circuitos de Zona Litoral Atlántico que no cuentan con ellos.

$0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 0% 0%

89


2018 2019

Total Programado a

Julio

Total Ejecutado a

Julio

Avance al Mes

de Julio

Avance sobre

el total del año



25

Adquisición e instalación de Bancos de Reguladores de tensión en transformadores de subestaciones que no cuentan con regulación de tensión protección anti fauna.

$0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 0% 0%

26

Interfaces entre ENERGIS con sistemas corporativos EEH y ENEE y módulos complementarios.

$0.00 $56,818.18 $56,818.18 $56,818.18 $56,818.18 $56,818.18 $56,818.18 $56,818.18 $397,727.27 $0.00 0% 0%

27 Mejoras en la red de distribución para Expansión de la Red

$0.00 $0.00 $103,470.33 $103,470.33 $103,470.33 $103,470.33 $103,470.33 $103,470.33 $620,822.00 $0.00 0% 0%

28

Implementación de Soluciones para resolver restricciones en el SIN con incidencia en distribución.

$0.00 $0.00 $250,000.00 $0.00 $0.00 $250,000.00 $0.00 $250,000.00 $750,000.00 $0.00 0% 0%

29 Mejora en los niveles de tensión de la Red de Distribución.

$0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 0% 0%

US$ $3,958,243.59 $4,173,371.44 $7,437,590.14 $4,610,076.62 $4,726,766.96 $8,690,670.80 $5,054,615.29 $5,387,924.96 $44,039,259.79 $30,113,691.71 68% 44%

Tabla Nº 54: Avance Financiero del Presupuesto de Inversiones

90

90

10. OTROS INFORMES SOLICITADOS A MHI

10.1. Programa de Reuniones MHI

Entre el 19/07/19 y el 18/08/19, MHI desarrolló el siguiente programa de reuniones de carácter

técnico o comercial.

Fecha Lugar de Trabajo Objeto de la Reunión Participantes

19/07/2019

Oficinas EEH Torre 2 Morazán Piso 6.-Oficinas EEH Torre 2 Morazán Piso 6 .- Oficinas EEH Torre 2 Morazán Piso 6.

Análsis con el regulador: Caducidad de las actas de irregularidades levantadas a usuarios del servicio eléctrico, Normalización de redes eléctricas en media y baja tensión para facturación de los servicios eléctricos existentes en bordos de ríos e invasiones a terrenos municipales o particulares, Requisitos para los nuevos servicios eléctricos en bordos de ríos e invasiones a terrenos municipales o particulares, Normativa para la Aplicación del Decreto 13-2016, Normativa para las Medición bidireccional, Normativa para la Medición pre pago, Procedimiento para la aplicación de las Sanciones a los usuarios del servicio eléctrico con irregularidades, Ampliación y definición de los procedimientos y cálculos de las liquidaciones de energía eléctrica consumida y no facturada a los usuarios del servicio eléctrico, Incorporación de las penalidades por bajo factor de potencia a los clientes con consumos inferiores a 10,000 kWh en la Tarifa en Baja Tensión, Procedimiento para Cobros de medidores, ajustes y sanciones por daño o pérdidas de medidores de forma recurrente a clientes del servicio eléctrico - Analisis para Power Planning sobre Reduccion de perdidas eléctricas.

Jose Moran, Gerardo Salgado, Oscar Gross, Roque López, Blanca Padilla, Eduardo Saavedra, José León, Dennis Hernández, Allan Romero, Samuel Martinez, José Talavera, José Chávez, Ricardo Roa, Enid Arita, Jaime Soto, Oswaldo Montañés, Atilio Rodriguez, Mariel Zelaya, Celvin Diaz, Gabriela Maradiaga - Ricardo Roa, Oswaldo Montañés, Eduardo Saavedra y Jose Leon

22/07/2019 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Revisión Acta de Comité de Coordinación Nº 21 y envío a los representantes de los organismos -

Eduardo Saavedra - Blanca Padilla

91

91


revisión del Acta de Comite Técnico Nº 96 y envío a FICOHSA

23/07/2019 Oficinas de COALIANZA Reunión de Comite Tecnico Nº 97

Eduardo Saavedra, Mario Marchetti, Guillermo Arias, Erlinda Rodriguez, Fanny Flores, Senia Gamez, Zonia Morales, Allan Romero, Dennis Hernandez, Alexander Godoy, Miguel Arturo Aguilar, Ricardo Roa, Fidel Torres, Arturo Iporre, Jose Leon

24/07/2019

Oficinas EEH Torre 2 Morazán Piso 6.-Oficinas EEH Torre 2 Morazán Piso 6 - Oficinas EEH Torre 2 Piso 6

Estudio y Análsis de energia de Entrada al Sistema de Distribucion, Status del programa de Recuperación de la Inversión referencial segundo Año., Afloramiento de la Energia Distribuida - Proceso de Compras EEH-GD-2019-126

Ricardo Roa, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra - Andrea Fonseca, Marcelo Gutierrez, Wendy Maradiaga, Andrea Maradiaga, Alex Banegas

25/07/2019 Oficinas EEH Torre 2 Morazán Piso7.-Oficinas EEH To

Proceso de Compras EEH-GD-2019-06-129 - Preparacion de Informe especial, sobre denuncia de EEH por Actos Vandálicos MHI-2019-064

Andrea Moncada, Marcelo Gutierrez, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra - Eduardo Saavedra, Arturo Iporre

26/07/2019

Oficina Tecnología de la Informacion de ENEE - Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Estado de Situación de los Informes de Salida del Sistema de Gestion Comercial InCMS - Preparacion Informe mensual Nº 29

Rolando Castillo, Fanny Sánchez, Svend Christiansen, Mauro Argueta, Nelson Leonel Castillo, Roberto Maas, Anibal Bendezu, José León, Eduardo Saavedra, Arturo Iporre, Francesco Betancur, Luis Valle, Luis Carlos Giraldo

29/07/2019 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Analisis del Informe Mensual 29 de MHI, Preparacion de Informe relacionado con Planes de Reduccion de Perdidas

Eduardo Saavedra, Arturo Iporre, Jose Leon

30/072019

Oficinas EEH Torre 2 Morazán Piso 6 - Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Análsis de Energía de Ingreso al Sistema de Distribucion - Análisis de Situaciones Eximentes de Responsabilidad - Análisis de efectos de Ajustes e Irregularidades en la reducción de pérdidas - Preparacion de Informe sobre Estado de Situación de Incorporación de las Zonas de Dificil Gestion (ZDG's) al Sistema de Facturación y al Balance Mensual de Perdidas

Ricardo Roa, Oswaldo Montañés, Enid Arita, Atilio Rodriguez, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra - Arturo Iporre y Eduardo Saavedra

31/07/2019

Oficina Tecnología de la Información de ENEE - Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Estado de Situación de los Informes de Salida del Sistema de Gestion Comercial InCMS - Aclaraciones sobre Actas de Irregularidades

Rolando Castillo, Fanny Sánchez, Svend Christiansen, José León, Eduardo Saavedra, Arturo Iporre, Luis Valle, Luis Carlos Giraldo, Martha Arteaga, Francis Vivas, Lorena González, Rosalinda Michelle, Carlos Arias, Delssy Luatany, Melvin Alemán - Arturo Iporre, Atilio Rodriguez, Eduardo Saavedra

92

92


01/08/2019

Torre Morazán 2 – Oficina EEH MHI- Torre Morazán 1 – Oficina 1802.

Cierre del proceso EEH-GD-2019-06-127 – Suministro de medidores 2S / Proceso 104 - Mano de Obra para interruptores. Preparacion de respuesta a Notificación de Impugnación de EEH a Informe MHI – 2019 - 049

Andrea Moncada – Alejandra Fonseca – Samir Angarita – Plinio Fiallos – Arturo Iporre – Eduardo Saavedra Eduardo Saavedra – Arturo Iporre

02/08/2019

MHI- Torre Morazán 1 – Oficinas de SAPP. MHI- Torre Morazán 1 – Oficina 1802.

Reunión de Comité de Coordinación Nº 22 - Análisis y Aprobación del Reglamento de Compras del Operador. Teleconferencia con MHI Corp. para tratar la Notificación de Impugnación presentada por EEH del Informe MHI – 2019 - 049

Ricardo Roa – Alejandra Fonseca – Guillermo Arias – Samir Angarita – Andrea Moncada – Oscar Fuentes – Blanca Padilla – Dennis Hernández – Allan Romero – Martha Moncada – Jose Talavera – Jose Chávez – Uriel Carter - Arturo Iporre – José León - Eduardo Saavedra Daniel Jacobowitz – Arturo Iporre – Eduardo Saavedra

05/08/2019

Torre Morazán 2 – Oficina EEH MHI- Torre Morazán 1 – Oficina 1802.

Cierre del proceso EEH-GD-2019-05-126 Revisión del documento denominado REFORMA DEL REGLAMENTO DE COMPRAS DE EEH, con la revisión y aprobación en sesión Nº 21 del Comité de Coordinación

Norman Barahona – Carolina Ortez – Gerson Vargas – Alejandra Fonseca – Karla Funez – Andrea Moncada – Samir Angarita – Marcelo Gutierrez – Rene Alegría – Carlos Pinilla – Arturo Iporre –Eduardo Saavedra Eduardo Saavedra – Arturo Iporre

06/08/2019

MHI- Torre Morazán 1 – Oficina 1802.

Análsis Cuentas Inmersas en ZDG’s Revisión Acta reunión CREE efectuada el 17/07/2019 Revisión Acta reunión Comité de Coordinación Nº 22. (Teleconferencia) Revisión con MHI Corp. de la Versión Final de respuesta a Notificación de EEH impugnación Informe MHI-2019-049

Jose Leon – Emerson Vásquez – Arturo Iporre. Eduardo Saavedra – Arturo Iporre – Atilio Rodriguez Eduardo Saavedra – Arturo Iporre Daniel Jacobowitz – Arturo Iporre – Eduardo Saavedra

07/08/2019 MHI- Torre Morazán 1 – Oficina 1802.

Informe MHI-2019-070-Complemento a la Metodología del Supervisor

Eduardo Saavedra – Arturo Iporre

08/08/2019 Hotel Clarión - Tegucigalpa

Licitaciones Públicas y Contratos por Tecnología de Generación Experiencia de Guatemala

Arturo Iporre – Eduardo Saavedra

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09/09/2019

Hotel Clarión – Tegucigalpa MHI- Torre Morazán 1 – Oficina 1802.

Licitaciones Públicas y Contratos por Tecnología de Generación Experiencia de Guatemala Revisión Acta Sesión Nº 97 del Comité Técnico

Arturo Iporre – Eduardo Saavedra Arturo Iporre – Eduardo Saavedra

12/08/2019 Torre Morazán 2 – Oficina EEH

Apertura Licitación EEH-GE-2019-06-128 Adquisición de Equipos de Telecomunicación



Reunión de TI (estado de Situación de TI EEH) con Consultor de TI de MHI Complementación de Informe MHI Nº 29 con Informes de Facturación – Recaudo – Saldo y Mora - CRI Preparacion Agenda Sesión CT Nº 98 Revisión Avance Informe de Revisión Documental y Técnica de terreno para Reembolso de Inversiones a EEH

Dan Lohr – Henry Galeas – Jose león – Arturo Iporre – Eduardo Saavedra Arturo Iporre – Eduardo Saavedra – Jose Leon Blanca padilla – Arturo Iporre – Eduardo Saavedra Henry Galeas – Jose Ardon – Arturo Iporre – Jose Leon – Eduardo Saavedra


Preparacion Materias para Comité Técnico Nº 98 (Descargo de responsabilidad de MHI)



Preparacion Exposiciones para Sesión de Comité Técnico Nº 98 (Informe MHI-2019-049)



Preparacion Materias para Sesión Comité Técnico Nº 98 (Actos Vandálicos – Irregularidades )


Tabla Nº 55: Detalle de las reuniones de carácter técnico o comercial

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10.2. COALIANZA solicita Informe sobre Actos Vandálicos en EEH

INTRODUCCION

Con fecha 18 de junio de 2019, mediante nota No. EEH-GG-2019-01 -207, denominada Ocurrencia

Actos Vandálicos SPS, Invocación Cláusula Cuadragésima, dirigida al Vicepresidente de

Fideicomisos, Li. Rafael Medina, el Gerencia General de EEH, Ing. Ricardo Roa Barragán, informa

que, es de conocimiento público los hechos delictivos ocurridos el dia de 6 de junio del corriente

año, en la ciudad de San Pedro Sula, contra bienes utilizados para el cumplimiento de las

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obligaciones de EEH en esa ciudad, derivado del cumplimiento del contrato de APP denominado

Reducción de Pérdidas en los Servicios Prestados por la ENEE, en el Componente de Distribución y

Mejora de Flujos Financieros, actividades que competen directamente al cumplimiento de metas

contractuales relacionadas a reducción de pérdidas y mejora de flujos financieros de la ENEE.

Agrega EEH que El hecho delictivo ocurrido en la referida fecha, implicó la afectación de sesenta y

un (61) unidades automotoras utilizadas por un contratista de EEH, para atender el área de

distribución y control de energía en la zona norte, incluyendo San Pedro Sula, teniendo como

resultado final la determinación de pérdida total aproximadamente 22 unidades incluyendo

herramientas, equipos y materiales para el desarrollo de sus funciones; y el resto de unidades con

vidrios rotos, abolladuras, pérdida de herramientas, equipos y materiales, además que todas esas

unidades restantes fueron roseadas en su interior con combustible, habiéndose encontrados

pipetas de gasolina dentro de las cabinas, las cuales deberán ser remitidas a taller para las

reparaciones correspondientes, así mismo, deberá cotizarse nuevamente herramienta y equipos

que no se encuentran en su totalidad en el mercado hondureno.

Derivado de lo expuesto, EEH hace del conocimiento del Comité Técnico del Fideicomiso por medio

de su órgano de comunicación, la Secretaria, que el contratista UT REDES, ha notificado a EEH la

suspensión parcial de actividades en su operación en las fechas comprendidas del 7 de junio al 15

de julio de 2019, ante la imposibilidad de poder utilizar las unidades destinadas a cuadrillas de

atención de PQR's, detección de fraudes e irregularidades, conexión de nuevos suministros, entre

otras actividades, en la zona de San Pedro Sula y alrededores por razones de fuerza mayor. Como

consecuencia de la notificación recibida de UT Redes, EEH se encuentra a su vez impedida de

realizar sus funciones en la zona descrita, por lo cual EEH invoca la aplicación de la CLÁUSULA

CUADRAGÉSIMA. EVENTO EXIMENTE DE RESPONSABILIDAD, en la cual se regulan las condiciones

y circunstancias bajo las cuales las Partes quedan eximidas de responsabilidad por el

incumplimiento de sus obligaciones.

Seguidamente, el Gerente General de EEH manifiesta que la invocación de la cláusula eximente de

responsabilidad se basa en los hechos y argumentos técnicos y legales que adjunta.

Con fecha 3 de julio de 2019, mediante OFICIO-COALIANZA No.277-2019, la Comisionada

Presidenta de COALIANZA, Ing. Zonia Morales, solicita al Vicepresidente de Fideicomisos de Banco

FICOHSA, Lic. Rafael medina que, se gire instrucción a la Empresa Supervisora MHI para que emita

un informe sobre el procedimiento o acciones a seguir sobre el tema: Ocurrencia Actos Vandálicos

SPS, Invocación Clausula Cuadragésima presentado por la Empresa Energía Honduras (EEH) en

fecha 18 de junio 2019, por medio del oficio EEH-GG-2019-01-207.

Con fecha 8 de julio de 2019, en nota Nº FI-378-2019, denominada OFICIO-COALIANZA N°277-

2019, dirigida al Ing. Arturo Iporre Salguero, Coordinador Principal del Proyecto de MHI, Banco

FICOHSA remite el referido OFICIO-COALIANZA N°277-2019 de fecha 3 de julio de 2019, mediante

el cual se le solicita emitir un informe sobre el procedimiento o acciones a seguir sobre el Oficio

No. EEH-2019-01-207, presentado por el Operador (EEH), Ocurrencia Actos Vandálicos SPS,

Invocación Cláusula Cuadragésima.

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Con fecha 12 de julio de 2019, en nota EEH-GG-2019-01-236, denominada Notificación de

reanudación de funciones operativas luego de ocurrencia de hecho de fuerza mayor constituyente

de un evento eximente de responsabilidad, el Gerente General de EEH, Ing. Ricardo Roa Barragan,

informa al Vicepresidente de Fideicomisos de Banco FICOHSA, Lic. Rafael Medina, que mediante

Oficio No, EEH-GG.2019-01, se invocó la aplicabilidad de la Cláusula Cuadragésima del Contrato,

derivado de la ocurrencia de un hecho de fuerza mayor subsumible en un evento eximente de

responsabilidad, notificándose en dicha nota la suspensión parcial de actividades en la Zona Norte

incluyendo San Pedro Sula y alrededores, por el periodo comprendido entre el 7 de junio al 15 de

julio del 2019.

Agrega que por lo anterior, notifica la reanudación de las funciones suspendidas, reasumiéndose

éstas el martes 16 de julio del 2019, asimismo reitera el cumplimiento de las obligaciones

derivadas del Contrato del Operador.

Concluye expresando que en virtud que subsiste un riesgo latente de ocurrencia de este tipo de

hechos delictivos, solicita a las autoridades competentes el apoyo necesario para asegurar el

cumplimiento de las obligaciones derivadas del Contrato de APP y el aseguramiento de las

inversiones realizadas durante su ejecución.

OBJETO-SERVICIOS REQUERIDOS Y OBLIGACIONES DEL SUPERVISOR

A continuación, se remarcan con “Destacador Gris” las cláusulas del Contrato del Supervisor que

lo facultan para emitir el Informe solicitado por Coalianza en relación a este caso.

CLÁUSULA SEGUNDA: OBJETO DEL CONTRATO

El presente Contrato de Supervisión tiene por objeto la contratación de los servicios de la

Supervisión, estando a cargo por parte del Supervisor el informar y asesorar al Comité Técnico del

Fideicomiso sobre las siguientes actividades principales del Inversionista Operador:

Gestionar las actividades comerciales y técnicas diarias de la distribución de energía con el objetivo de implementar las mejores prácticas para ganar eficiencia operativa;

Lograr la reducción de pérdidas en la distribución de energía a partir de un nivel de 32% hasta dejarlo en 13% en 7 años;

Llevar a cabo las inversiones necesarias en el sistema de distribución y sus servicios e instalaciones de apoyo;

Gestionar las actividades y servicios comerciales de la ENEE, incluyendo el servicio al cliente, facturación, medición, gestión de cuentas por cobrar y cuentas generales;

Llevar a cabo la operación y mantenimiento de los activos del sistema de distribución en Honduras.

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Las actividades anteriores, deberá llevarlas de acuerdo al programa de trabajo y al calendario de

ejecución de obras alineado a la propuesta técnica y económica presentado por el Operador; sin

perjuicio que puedan establecerse entre las partes la mejor forma en el desarrollo de las

actividades a cargo de El Supervisor.

CLÁUSULA QUINTA: SERVICIOS REQUERIDOS

El Supervisor se compromete y obliga a prestar, a satisfacción del Contratante y de acuerdo a las

mejores prácticas, sus servicios para la supervisión de las labores del Inversionista–Operador y

verificar que éste cumpla con estricta y absoluta sujeción a los Niveles de Servicio, las metas de

reducción de pérdidas y reducción de mora y demás condiciones establecidas en el presente

Contrato, sus anexos y demás normativa aplicable.

El Fiduciario y el Comité Técnico del Fideicomiso, podrán asignar durante la vigencia del Contrato

de Supervisión, las siguientes funciones, mismas que se complementan con las descritas en este

Contrato y sus Anexos 1 – Términos de Referencia y Anexo 12– Obligaciones del Supervisor:

1. Adquirir el conocimiento detallado de la naturaleza del Contrato de Supervisión mediante el

estudio y análisis de la información contenida en los Términos de Referencia, la propuesta y el Contrato de Operación.

2. Revisar y emitir recomendaciones respecto a la información que el Inversionista-Operador presente al Comité Técnico del Fideicomiso y al Fiduciario, para acreditar el cumplimiento de los Niveles de Servicio y las metas establecidas en este Contrato según su Anexo 12.

3. Efectuar las acciones de orden técnico y operativo que le competan de acuerdo para supervisar el desarrollo de las labores de Mantenimiento y Conservación de los Bienes de la Red de Distribución.

4. Recomendar las acciones necesarias para el cumplimiento y el control del Plan de Mantenimiento y Conservación de la Red de Distribución. En caso de incumplimientos al mismo, recomendará la toma de las acciones pertinentes, a fin de evitar la afectación de la calidad en la prestación delos Niveles de Servicio o la disminución de la vida útil de los elementos dela Red de Distribución.

5. Emitir opinión sobre aspectos adicionales en lo relativo a la operación y explotación de la Red de Distribución que el Comité o el Fiduciario designe al Supervisor.

6. Definir una metodología de seguimiento y verificar el cumplimiento y el desempeño del Inversionista–Operador bajo el contrato.

7. Llevar a cabo auditorías anuales de pérdida de energía y validar los resultados de los indicadores clave de desempeño (KPI) así como el logro de las metas anuales de reducción de pérdidas.

8. Evaluar el cumplimiento del Inversionista–Operador con los planes de inversión, operación y mantenimiento de la red de distribución.

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9. Evaluar y validar el estado de cumplimiento con las metas del nivel de servicio establecidas para el Inversionista–Operador.

10. Revisar, analizar y proporcionar comentarios sobre los informes mensuales presentados por el Inversionista–Operador. Cuando haya indicadores cuyas metas no se están cumpliendo o es improbable que se cumplan, hacer recomendaciones oportunas para la toma de decisiones por las autoridades competentes y así propiciar el cumplimiento delas metas de desempeño, reflejándose en los indicadores claves de desempeño (KPI).

11. Investigar y revisar en detalle la información disponible para proporcionar conocimientos prácticos y análisis para la resolución de disputas, actuando como una tercera parte imparcial.

12. Preparar informes periódicos sobre las actividades de supervisión.

13. Desempeñar el papel de portavoz del fideicomiso.

14. Capacitación a partes interesadas clave.

15. Asimismo, en las visitas de campo y mediante el sistema informático verificará que la prestación de los servicios a los Usuarios se apegue a lo establecido en la normativa aplicable del sector.

CLÁUSULA SÉPTIMA: OBLIGACIONES DEL SUPERVISOR

El Supervisor prestará los Servicios y cumplirá con sus obligaciones en virtud del presente Contrato

con la debida diligencia, eficiencia y economía, de acuerdo con normas y prácticas profesionales

generalmente aceptadas; asimismo, observará prácticas de administración prudentes y empleará

tecnología apropiada y equipos, maquinaria, materiales y métodos eficaces y seguros. El

Supervisor actuará en todos los asuntos relacionados con este Contrato o con los Servicios, como

asesor leal del Contratante, y siempre deberá proteger y defender los intereses legítimos del

Contratante en todas sus negociaciones con Sub-supervisores o con terceros.

Las obligaciones del Supervisor se circunscriben a los servicios y responsabilidades descritos en

este Contrato y sus Anexos. El Supervisor debe contar con los recursos financieros, humanos y

técnicos para realizar las funciones enumeradas en Clausula Quinta - Servicios Requeridos, el

Anexo 1 y el 12, así como cualquier otra mencionada en este Contrato.

El Supervisor tiene la obligación de informar al Contratante de manera inmediata si el

Inversionista-Operador no le proporciona la información o los accesos necesarios para realizar sus

funciones establecidas en el presente Contrato.

El ejercicio de las funciones del Supervisor no deberá interferir con las operaciones del

Inversionista-Operador. El Supervisor deberá respetar y cumplir todas las normas de seguridad del

Inversionista-Operador y Normas internacionales.

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Queda entendido que las recomendaciones y/u opiniones que emita el Supervisor, en términos de

las funciones anteriormente atribuidas, serán comunicadas al Inversionista-Operador por el

Fiduciario o por el mismo Supervisor cuando haya sido autorizado para ello.

Conclusión 1: La empresa Manitoba Hydro International Ltd., está facultada contractualmente

para emitir opinión sobre este caso.

CLAUSULA CUADRAGESIMA DEL CONTRATO DEL OPERADOR

A continuación, se transcribe la Cláusula Cuadragésima del Contrato del Operador, para luego,

concluir, si al tenor de los hechos y antecedentes disponibles, existe en este caso específico un

Evento Eximente de Responsabilidad.

CLÁUSULA CUADRAGÉSIMA. EVENTO EXIMENTE DE RESPONSABILIDAD.

En la Cláusula Cuadragésima. Evento Eximente de Responsabilidad, se regulan las condiciones y

circunstancias bajo las cuales las Partes queden eximidas de responsabilidad por el incumplimiento

de sus obligaciones conforme a lo siguiente.

1. Evento Eximente de Responsabilidad.

a) Las Partes quedarán exentas de toda responsabilidad por cualquier demora en la ejecución

de las obligaciones emanadas del Contrato, cuando con la debida comprobación se

concluya por acuerdo de las Partes o, a falta de ello, mediante el Procedimiento para la

Solución de Controversias, que la demora es el resultado de hechos que puedan ser

definidos como Evento Eximente de Responsabilidad, en los términos de la presente

Cláusula Cuadragésima. Evento Eximente de Responsabilidad. La demora en el

cumplimiento de cualquier Subcontratista no se considerará por si sola un Evento

Eximente de Responsabilidad, a menos que la existencia de dicha circunstancia sea el

resultado a su vez de un Evento Eximente de Responsabilidad.

b) Se entenderá por Evento Eximente de Responsabilidad cualquier evento, circunstancia o

combinación de eventos o circunstancias fuera del control razonable de la Parte que lo

invoca, que afecte en forma sustancial y adversa el cumplimiento de las obligaciones

derivadas del Contrato, respecto de las cuales se invoca; después de haber efectuado

todos los actos razonablemente posibles para evitarlo. Se entiende incluido dentro del

concepto de Evento Eximente de Responsabilidad, cualquier evento de Caso Fortuito o

Fuerza Mayor.

c) Salvo por las obligaciones de pago a cargo de las Partes, cuando ocurra un Evento Eximente

de Responsabilidad, ello eximirá a la Parte afectada, del cumplimiento de las obligaciones

que se les imponen bajo el Contrato cuyo cumplimiento se vea impedido por el Evento

Eximente de Responsabilidad de que se trate, en los términos y condiciones establecidos

en este Contrato y las Leyes Aplicables.

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d) Procedimiento de Información:

i. Dentro de los diez (10) Días Hábiles siguientes a que ocurra un Evento Eximente de

Responsabilidad, la Parte afectada por el Evento Eximente de Responsabilidad en el

cumplimiento de sus obligaciones (en este supuesto la “Parte Afectada”) le comunicará

a la otra Parte acerca de la ocurrencia del Evento Eximente de Responsabilidad, las

obligaciones afectadas, incluyendo la información y demás detalles que fueran

pertinentes y, hasta donde sea práctico y posible, un estimado preliminar del tiempo

durante el cual la Parte Afectada estime que se verá afectada. A partir de la fecha de

ocurrencia del Evento Eximente de Responsabilidad la duración del período durante el

cual la Parte Afectada se ve imposibilitada para cumplir con sus obligaciones será

referido como “Período de Afectación”.

ii. Dentro de los diez (10) Días Hábiles siguientes a la cesación de un Evento Eximente de

Responsabilidad, la Parte Afectada notificará a la otra Parte: (a) el acaecimiento del

cese del Evento Eximente de Responsabilidad; (b) su consecuente habilidad para

reanudar el cumplimiento de las obligaciones suspendidas; y (c) la fecha en que

reasumirá el cumplimiento que no podrá ser mayor a treinta (30) Días Hábiles contados

a partir de la fecha de la notificación aquí regulada.

iii. Una vez efectuada la notificación dentro del término indicado en el subinciso (a)

inmediato anterior, la Parte notificada deberá, dentro de los quince (15) Días

Calendario siguientes a dicha notificación, expresar si acepta, o no, la ocurrencia del


iv. En el caso en que la Parte notificada no acepte la ocurrencia del Evento Eximente de

Responsabilidad, el asunto será resuelto mediante el Procedimiento para la Solución

de Controversias.

v. La Parte Afectada quedará, durante el Período de Afectación, excusada del

cumplimiento de las obligaciones afectadas siempre que la Parte notificada acepte la

existencia del Evento Eximente de Responsabilidad, o mediante el Procedimiento para

la Solución de Controversias se verifique su existencia. Mientras no se haya dado la

notificación aquí exigida la Parte Afectada no quedará relevada del cumplimiento de

las obligaciones afectadas.

vi. Durante el Período de Afectación, la Parte Afectada suministrará al Fiduciario,

semanalmente, información sobre el desarrollo del Evento Eximente de

Responsabilidad y respecto de las medidas que se hayan adoptado para mitigar y

reducir sus efectos al igual que para superarlos. A solicitud de cualquiera de las Partes,

éstas se reunirán para buscar, de buena fe, soluciones tendientes a reanudar el

cumplimiento de la Parte Afectada, a la brevedad posible.

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e) Durante el Período de Afectación, la Parte Afectada quedará relevada de dar cumplimiento

a las obligaciones contractuales afectadas en la medida en que tal incumplimiento haya

sido causado directa y únicamente por un Evento Eximente de Responsabilidad. En tal

caso, la otra Parte no tendrá ninguna responsabilidad por el reconocimiento de pérdidas,

daños, gastos, cargos o expensas incurridos por la Parte Afectada durante el Período de

Afectación, incluyendo, pero sin limitarse a los necesarios para mitigar, reducir y superar

los efectos del Evento Eximente de Responsabilidad. Cualquier plazo previsto en este

Contrato para el cumplimiento de la obligación afectada por el Evento Eximente de

Responsabilidad se entenderá prorrogado por un término igual a aquél del Período de

Afectación.

f) La Parte Afectada por un Evento Eximente de Responsabilidad queda obligada a adelantar

todo lo que sea razonablemente aconsejable y posible, bajo las circunstancias

extraordinarias, para mitigar y reducir los efectos del Evento Eximente de Responsabilidad,

así como para superarlo en el menor tiempo posible.

g) Compensaciones por Eventos Eximentes de Responsabilidad.

i. Sin perjuicio de lo señalado en la Cláusula Cuadragésima Segunda. Terminación del

Contrato, en relación con el pago que pudiera tener lugar con motivo de la Caducidad

del Contrato ante un evento de terminación anticipada del mismo, cuando ocurra un

Evento Eximente de Responsabilidad las Partes no estarán obligadas a pagar

compensaciones o indemnizaciones a cargo y/o favor de cualquiera de ellas por


ii. En caso de un Evento Eximente de Responsabilidad, los gastos que demanden las

reparaciones o reposiciones de los bienes o equipos de su propiedad, correrán por

cuenta y riesgo del Inversionista Operador para lo cual deberá contar con los Seguros

contra todo riesgo que el Inversionista Operador considere suficientes (aunque por lo

menos con los Seguros a que se refiere la Cláusula Vigésima Séptima. Seguros, del

Contrato). Cualquier costo que no sea cubierto con cargo a los Seguros contratados

por el Inversionista Operador, será asumido por el Inversionista Operador.

iii. Sin embargo, el Fideicomiso reembolsará al Inversionista Operador los costos en que

este último haya incurrido para efectuar las reparaciones, reconstrucciones o

reposiciones en la Red de Distribución de energía eléctrica propiedad de la ENEE,

únicamente cuando se trate de los eventos que se describen en los numerales (1) y

(2) inmediatos siguientes, solo en la medida que (a) cumplan con los requisitos para

ser considerados Eventos Eximentes de Responsabilidad, según lo previsto en las

Sección 1 literales a) y b) anteriores, de la presente Cláusula Cuadragésima. Evento

Eximente de Responsabilidad; y (b) cuando ocurran dentro de, o involucren

directamente a la República de Honduras:

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(1) Cualquier acto bélico, declarado o no, invasión, conflicto armado o acto de enemigo

extranjero, bloqueo o embargo.

(2) Golpe de Estado, revolución, conspiración y acto de guerrilla (No se incluyen en este

concepto huelga, motín, asonada, conmoción civil y/o popular, actos malintencionados

de terceros, actos terroristas y terrorismo, riesgos que deben ser asegurados por el

Inversionista Operador).

h) Para que proceda la solicitud del reembolso a que se refiere el literal g) subinciso ii

inmediato anterior de la Sección 1. Evento Eximente de Responsabilidad de la presente

Cláusula Cuadragésima. Evento Eximente de Responsabilidad. se requerirá que el

Inversionista Operador haya dado aviso al Fiduciario sobre la ocurrencia de tales eventos

en un plazo que no supere diez (10) Días Hábiles desde su ocurrencia. La evaluación de

tales hechos, las causas que los motivaron y la diligencia con que el Inversionista Operador

actuó ante ellos, se harán constar dentro de los treinta (30) Días Calendario siguientes a la

fecha en que cesen dichas causas, en actas suscritas por el Supervisor del Proyecto y el

Inversionista Operador.

i) En el caso de que el Comité Técnico del Fideicomiso concluya que el Evento Eximente de

Responsabilidad no tuvo origen en una circunstancia de las previstas en esta Sección 1.

Evento Eximente de Responsabilidad, cualquiera de las Partes podrá someter la diferencia

al Procedimiento para la Solución de Controversias.

j) En el caso de que dentro del Procedimiento para la Solución de Controversias se determine

que no existió alguno de los Eventos Eximentes de Responsabilidad a los que se refiere de

manera taxativa el literal g) subinciso i y ii inmediatos anteriores de la Sección 1. Evento

Eximente de Responsabilidad de la presente Cláusula Cuadragésima. Evento Eximente

de Responsabilidad, correrán por cuenta del Inversionista Operador todas las

reparaciones, reconstrucciones e indemnizaciones a que haya lugar.

k) Si es procedente el reembolso por parte del Fideicomiso, el valor de dichos costos será

acordado por las Partes, previa verificación del Supervisor del Proyecto, si este último se

encontrare en funciones. En caso de desacuerdo se aplicará el valor que se determine

dentro del Procedimiento para la Solución de Controversias, a solicitud de cualquiera de

las Partes.

l) Determinado el valor de tales reparaciones y/o reconstrucciones, el Fideicomiso, previa

aprobación del Comité Técnico del Fideicomiso y el Inversionista Operador llevarán a cabo

sin demora las acciones necesarias para disponer de los recursos necesarios, con cargo al

patrimonio del Fideicomiso y se procederá al pago al Inversionista Operador del monto

correspondiente. En caso de insuficiencia de recursos en el patrimonio del Fideicomiso, las

Partes acordarán lo conducente y como último recurso, la ENEE atenderá los pagos con

cargo a su presupuesto (previo agotamiento de los requisitos previstos en las Leyes

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Aplicables), conforme se señala en la presente Cláusula Cuadragésima. Evento Eximente

de Responsabilidad, sujeto a los términos que lo permitan las Leyes Aplicables.

m) En ningún caso se considerará la existencia de un Evento Eximente de Responsabilidad si

alguna de las Partes ha contribuido de manera directa o indirecta a su existencia.

n) COALIANZA, la ENEE, el Fiduciario y/o el Inversionista Operador, cuando manifiesten la

existencia de un Evento Eximente de Responsabilidad, deberá realizar las acciones

pertinentes para subsanar, mitigar o remediar los efectos del evento de que se trate. La

omisión de la parte afectada de la obligación establecida en este párrafo dará lugar a que

la Parte de que se trate pierda el derecho a invocar el Evento Eximente de Responsabilidad

correspondiente.

o) Si el Evento Eximente de Responsabilidad:

i. Se prolonga afectando la prestación de los Servicios por más de ciento ochenta (180)

Días Calendario continuos o doscientos setenta (270) Días Calendario discontinuos en

un plazo de tres (3) años.

ii. Dicho evento impide el normal desarrollo del Contrato o la prestación de los Servicios

afectando su viabilidad, conforme a un dictamen que emitirá el Supervisor del

Proyecto o un Consultor tercero independiente seleccionado por acuerdo entre las

Partes; y

iii. Las Partes no se pusieran de acuerdo en la implantación de un plan que haga viable

el Contrato, entonces cualquiera de las Partes podrá solicitar a la otra la Caducidad

del Contrato por inviabilidad.

Conclusión 2: Analizada la descripción de los hechos, contenida en los anexos de la nota EEH-GG-

2019-01 -207 de fecha 18 de junio de 2018, que incluye:

a) Notificación recibida de parte del contratista UT REDES, mediante oficio No. UT-0052-2019,

suscrita por su Representante Legal Ing. Oswaldo Montañez, en fecha 13 de junio de 2019, en

donde notifica a EEH, el período de suspensión de actividades, acompañan igualmente informe

interno denominado "Informe de actos violentos e incineración del parque automotor de la

empresa UT Red Distribución, S.A. DEC.V.;

b) Informe emitido por la oficina de Bomberos de San Pedro Sula, en donde certifican el alcance

de los daños ocurridos en el plantel de UT REDES, la fecha de emisión es 11 de junio de 2019;

c) Copia de denuncia interpuesta por UT REDES, ante las oficinas de la Secretaria de Segundad

ubicadas en la ciudad de San Pedro Sula, específicamente ante el Departamento de

Investigación Criminal, sección de denuncias, en fecha la oficina policial de Investigación, en

fecha 7 de junio de 2019;

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d) Oficio No. EEH-GG-2019-01-208, emitido en fecha 17 de junio de 2019, en donde se da por

recibida la notificación referida por el contratista UT REDES a EEH.

Manitoba Hydro International Ltd., concluye que en este caso específico, se conforma la figura de

Evento Eximente de Responsabilidad, definida en el Contrato del Operador como cualquier evento,

circunstancia o combinación de eventos o circunstancias fuera del control razonable de la Parte

que lo invoca, que afecte en forma sustancial y adversa el cumplimiento de las obligaciones

derivadas del Contrato, respecto de las cuales se invoca; después de haber efectuado todos los

actos razonablemente posibles para evitarlo. Se entiende incluido dentro del concepto de Evento

Eximente de Responsabilidad, cualquier evento de Caso Fortuito o Fuerza Mayor**.

La letra a) del literal 1, denominado Evento Eximente de Responsabilidad, establece que “La

demora en el cumplimiento de cualquier Subcontratista no se considerará por si sola un Evento

Eximente de Responsabilidad, a menos que la existencia de dicha circunstancia sea el resultado a

su vez de un Evento Eximente de Responsabilidad”. En opinión de MHI, es precisamente el caso,

dado que el evento que afectó a la Empresa Energia Honduras, a partir de la noche del 6 de junio

de 2019, proviene de la existencia de dicha circunstancia, que fue a su vez, el resultado de un

Evento Eximente de Responsabilidad que afectó a la empresa UT Red Distribución, S.A. DEC.V., con

su contratante, la Empresa Energia Honduras.

Respecto del plazo de presentación, dado que los hechos ocurrieron el jueves 6 de junio de 2019

y el contrato establece 10 dias hábiles para hacer la presentación, es decir, en este caso, la fecha

limite era el jueves 20 de junio de 2019, al haberse hecho la presentación el dia martes 18 de junio

de 2019, EEH cumplió con el plazo de presentación.

** Anexo 5 del Contrato - “Definiciones y Acrónimos” numeral 19 - “Caso Fortuito o Fuerza

Mayor”. El evento imprevisto por las partes al momento de la presentación de la Propuesta, que,

al ocurrir, hace física y totalmente imposible el cumplimiento de todas o algunas de las obligaciones

contraídas en el Contrato.

RIESGOS – SEGUROS Y MULTAS O COMPENSACIONES

A continuación, se remarcan con “Destacador Gris” las cláusulas del Contrato del Operador

relacionadas con Riesgos, Seguros, que liberan al Fideicomiso de compensar este tipo de eventos.

CLÁUSULA QUINTA. ASIGNACIÓN DE RIESGOS ENTRE LAS PARTES.

2. Riesgos asignados al Inversionista Operador.

a) El Inversionista Operador reconoce que:

i. Es responsable del cumplimiento de todas las obligaciones laborales, de seguridad

social y de cualquier otra naturaleza relacionadas con sus empleados, personal

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administrativo, Subcontratistas y comisionistas incluyendo sin limitar, el cumplimiento

de todas las obligaciones establecidas en las Leyes Aplicables.

b) Salvo que el Contrato prevea en forma expresa otra cosa, el Inversionista Operador asume:

i. En general, los efectos favorables o desfavorables de las variaciones de los

componentes económicos y técnicos necesarios para cumplir con las obligaciones del

Inversionista Operador necesarias para la cabal ejecución de este Contrato,

relacionadas con la consecución del Financiamiento, la elaboración de sus propios

diseños, estudios y análisis, la contratación de los Subcontratistas, la contratación de

personal, las labores administrativas, los procedimientos de Operación y tecnología

utilizados, los equipos y materiales requeridos, el manejo ambiental y social, la

prestación de los Servicios y los Servicios Adicionales, entre otros.

ii. Los efectos derivados de la destrucción o pérdida, total o parcial o hurto de los bienes,

instrumentos, materiales y equipos del Inversionista Operador o sus Subcontratistas.

CLÁUSULA NOVENA. SUBCONTRATACIONES.

No existirá relación jurídica alguna entre COALIANZA, el Fiduciario, la ENEE o el Supervisor del

Proyecto, con los Subcontratistas con quienes el Inversionista Operador celebre contratos para el

desarrollo de actividades para su servicio.

CLÁUSULA VIGÉSIMA SÉPTIMA. SEGUROS.

Las Pólizas de Seguros que cuando menos deberá contar el Inversionista Operador son:

a) Seguro de riesgos laborales.

b) Seguro de responsabilidad civil.

c) Seguros a cargo de los Subcontratistas; y

d) Seguro de daños a terceros.

CLÁUSULA CUADRAGÉSIMA OCTAVA. EXCLUSIÓN DE RESPONSABILIDADES DE LAS PARTES.

El Estado de Honduras COALIANZA, la ENEE o el Fiduciario no estarán sujetas a ninguna

responsabilidad por cualquier pérdida, daño, demanda o responsabilidad que provenga de la

prestación de los Servicios por parte del Inversionista Operador o Subcontratistas o cualquier otro

tercero, o del uso, operación, condición o estado de bienes que les pertenezcan a estos últimos,

debiendo el Inversionista Operador indemnizar, defender y mantener indemne al Estado de

Honduras COALIANZA, la ENEE y el Fiduciario, excepto que dichos eventos: (i) sean causados por

negligencia grave o dolo de COALIANZA, la ENEE o el Fiduciario; (ii) que sean causados única y

directamente por cualquier acción regulatoria adoptada por las Autoridades Gubernamentales. Se

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106

entiende por acción regulatoria toda decisión o actuación de las Autoridades Gubernamentales en

ejercicio de sus funciones establecidas en las Leyes Aplicables.

Anexo 14 del Contrato: “Seguros”

4. Seguros a cargo de los Subcontratistas

Es responsabilidad del Inversionista Operador exigir a los Subcontratistas que cuenten con las

pólizas que correspondan a la cobertura de los riesgos que ellos asuman, sin que ello releve al

Inversionista Operador de contar con todas y cada una de las pólizas de Seguro establecidas en la

Cláusula Vigésima Séptima. Seguros del Contrato, o, en su defecto, deberá contratar

directamente dichos seguros por cuenta de los Subcontratistas.

Anexo 16 del Contrato: “Multas y Penas Convencionales”

El Inversionista Operador no estará exento de responsabilidad aún en los casos en que los

incumplimientos sean consecuencia de contratos que celebre con Subcontratistas o proveedores.

Conclusión 3: Analizada las Cláusulas Contractuales, relacionadas con Riesgos, Seguros, Multas y

Compensaciones, MHI concluye que el Fideicomiso no tiene obligación alguna con el evento

relacionado con los hechos acontecidos el 6 de junio de 2019.

De conformidad a lo establecido en el literal ii) de la letra g) denominada “Compensaciones por

Eventos Eximentes de Responsabilidad”, de la Cláusula Cuadragésima, los gastos que demanden

las reparaciones o reposiciones de los bienes o equipos de su propiedad, correrán por cuenta y

riesgo del Inversionista Operador para lo cual, deberá contar con los Seguros contra todo riesgo

que el Inversionista Operador considere suficientes (aunque por lo menos con los Seguros a que se

refiere la Cláusula Vigésima Séptima. Seguros, del Contrato). Cualquier costo que no sea cubierto

con cargo a los Seguros contratados por el Inversionista Operador, será asumido por el

Inversionista Operador.

ANEXO 5 DEL CONTRATO “BIENES DEL CONTRATO”

A continuación, se transcriben aspectos relacionados con el Anexo 5 del Contrato del Operador,

que MHI recomienda que el Fiduciario lo haga revisar por SAPP, contra la Oferta Técnica que EEH

hizo al postular a la licitación, de tal forma de asegurar que aspectos considerados en su oferta

como Bienes del Contrato, no vayan a estar siendo suministrados bajo la modalidad de servicios.

La definición 14 del Anexo 5 del Contrato, denominado “Bienes del Contrato”, establece que todos

aquellos bienes muebles e inmuebles propiedad del Inversionista Operador, adquiridos con cargo

al Honorario Fijo o la Inversión Referencial, que utiliza para el cumplimiento de sus obligaciones

bajo el Contrato y en la prestación de los Servicios, que deberá entregar al Fiduciario para su

incorporación al patrimonio del Fideicomiso, en la Fecha de Terminación del Contrato o a la Fecha

de Caducidad del Contrato y que incluye, de manera enunciativa y no limitativa: las inversiones en

infraestructura de la Red de Distribución, sistemas, manuales, reportes y programas; software y

107

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licencias de uso; equipos de cómputo y periféricos, escáner, impresoras; Handhelds, y demás

dispositivos electrónicos; garantías y manuales de operación de los equipos mencionados en la

Cláusula Cuadragésima Tercera. Recepción de Bienes del Contrato, emitidos por los fabricantes o

distribuidores; vehículos; archivos, registros y documentos.

El CAPÍTULO I. GENERALIDADES DEL CONCURSO PÚBLICO INTERNACIONAL, referido a “Bienes del

Contrato”, como aquellos bienes muebles e inmuebles, que el Operador deberá entregar a

FICOHSA para su incorporación al patrimonio del Fideicomiso, en la Fecha de Terminación del

Contrato y que incluye, de manera enunciativa y no limitativa: Sistemas, manuales, reportes y

programas; Software y licencias de uso; Equipos de cómputo y periféricos, escáner, impresoras;

Handhelds, y demás dispositivos electrónicos; Garantías y manuales de operación de los equipos

mencionados en los literales i) a iii) anteriores emitidos por los fabricantes o distribuidores;

Vehículos; Archivos, registros y documentos.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

No obstante, Manitoba Hydro International Ltd., ha concluido que en este caso específico, se

conforma la figura de Evento Eximente de Responsabilidad, definida en el Contrato del Operador

como cualquier evento, circunstancia o combinación de eventos o circunstancias fuera del control

razonable de la Parte que lo invoca, que afecte en forma sustancial y adversa el cumplimiento de

las obligaciones derivadas del Contrato, respecto de las cuales se invoca; después de haber

efectuado todos los actos razonablemente posibles para evitarlo. Se entiende incluido dentro del

concepto de Evento Eximente de Responsabilidad, cualquier evento de Caso Fortuito o Fuerza

Mayor, el Supervisor recomienda al Comité Técnico consultar la materia con un Asesor Jurídico

que ratifique el presente Informe.

Respecto de las exenciones solicitadas por el Operador, en cuanto a las obligaciones que se afectan

derivadas de la ocurrencia del hecho de Fuerza Mayor, entregadas por EEH en su nota EEH-GG-

2019-01-207, se recomienda solicitar al Operador que entregue los modelos de cálculo de

respaldo.

Por otra parte, MHI recomienda que el Comité Tecnico haga revisar por SAPP la Oferta Técnica que

EEH hizo al postular a la licitación, de tal forma de asegurar que aspectos considerados en su oferta

como Bienes del Contrato, no vayan a estar siendo suministrados bajo la modalidad de servicios.

MHI 25/07/19

108

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10.3. Dictamen MHI-2019-049

109

109

DESCARGO DE RESPONSABILIDAD

Manitoba Hydro International Utility Services, una división de Manitoba Hydro International Ltd.

(MHI), ha preparado este documento para el uso exclusivo del Comité Técnico del Fideicomiso

(CTF) RECUPERACIÓN DE PÉRDIDAS EN LOS SERVICIOS PRESTADOS POR LA EMPRESA NACIONAL

DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENEE) PARA LA EJECUCIÓN DEL COMPONENTE DE DISTRIBUCIÓN Y FLUJO

FINANCIERO (el "Cliente"), y para los fines previstos en el acuerdo entre MHI y el Cliente bajo el

cual se completó este trabajo. El contenido de este documento no está destinado al uso de, ni

dependencia por cualquier persona, firma, corporación u otra entidad gubernamental o legal

(como "tercera parte"), aparte del cliente.

MHI no garantiza, en forma expresa o implícita a cualquier tercera parte en relación con los

contenidos, conclusiones o recomendaciones de este documento. El uso o dependencia de este

documento por parte de terceras partes será bajo su propio riesgo y MHI no aceptará ninguna

responsabilidad u obligación por las consecuencias que el uso o dependencia de este documento

generen a cualquier tercera parte.

Cualquier tercera parte, que use o dependa de este informe, se compromete a:

c) Indemnizar a MHI, sus filiales, y cualquier persona o entidad que actúe en su nombre

("Indemnizados"), por todas las pérdidas, gastos, daños o gastos sufridos o incurridos por los

Indemnizados como resultado del uso o dependencia de dicha tercera parte en este

documento.

d) Libera a los Indemnizados de cualquier y toda responsabilidad por daños directos, indirectos,

especiales o consecuentes (incluyendo pero no limitado a pérdida de ingresos o beneficios,

datos perdidos o dañados, daño de imagen u otra pérdida comercial o económica) sufridos o

incurridos por la tercera parte, o por aquellos que él sea responsable de acuerdo a la ley,

como resultado del uso o dependencia de este documento a pesar que esté basado en un

contrato , garantía o agravio (incluyendo pero no limitado a negligencia), equidad,

responsabilidad rigurosa u otros.

Arturo Iporre Salguero

Consultor Principal de MHI en el Proyecto

110

110

INTRODUCCION

El presente Dictamen, tiene por objeto presentar al Fiduciario del Fideicomiso de ENEE, Banco FICOHSA,

y por su intermedio a los señores miembros del Comité Técnico, el Informe de cierre del proyecto

denominado Reduccion de Pérdidas Remanentes del Sistema de Distribucion de ENEE, correspondiente

al Segundo Año de Operaciones de la Empresa Energia Honduras.

Cabe destacar que en fecha 5 de marzo del 2019, en carta EEH-GG-2019-01-069, dirigida al Ing. Arturo

Iporre, Consultor Principal de Manitoba Hydro International Ltd., referida a “Devolución de Actas de

Comisión de Pérdidas, de fechas 14 y 20 de febrero de 2019”, el Gerente General de EEH en ejercicio,

manifestó lo siguiente:

Junto con la presente remito a Usted en su calidad de Representante autorizado del supervisor

Manitoba Hydro lnternational, las actas originales de Reunión de la Comisión de Pérdidas ENEE-EEH-

MHI-SAPP de fecha 14 de febrero de 2019 y el Acta de Reunión de la Comisión de Pérdidas EEH-MHI-

SAPP de fecha 20 de febrero de 2019.

En relación a las mismas, hago formal notificación en mi calidad de Apoderado General de EEH, que las

personas que suscribieron esos documentos por EEH, no cuentan con la capacidad de representación

requerida para la toma de esas decisiones, por Io que las mismas son anuladas por parte de EEH y se

manifiesta que no se está de acuerdo con los puntos acordado en dichas actas. Las firmas fueron

suscritas por los señores Ernesto Florez, Edison Vélez y Atilio Rodríguez, así mismo, incorporarnos al acta

un párrafo en donde se establece la anulación de las firmas descritas.

No obstante lo anterior, después de la carta EEH-GG-2019-01-069, los miembros de la Comisión de

Pérdidas ENEE-EEH-MHI-SAPP, continuaron intercambiando información y participando en reuniones,

lo que ha permitido cerrar este proceso y emitir este dictamen.

DICTAMEN

MANITOBA HYDRO INTERNATIONAL LTD., se encuentra en condiciones de informar que, a la fecha del

presente documento, se han logrado acuerdos entre ENEE y EEH, coordinados por MHI, en presencia

de SAPP, que permiten concluir que al 30 de noviembre de 2018 el Operador alcanzó los siguientes

resultados en materia de Reducción de Pérdidas:

Balance Energía – Dic. 2017 – Nov.2018

Energía Entrada GWh 8,655,006,585.23

Ventas Totales (GWh) 6,240,518,010.77

Pérdidas Totales (GWh) 2,414,488,574.46

% Pérdidas Remanente 27.90%

111

111

Lo anterior significa que El Operador del Contrato, la Empresa Energia Honduras (EEH), al término del

Segundo Año de Operaciones, correspondiente al periodo comprendido entre el 1 de diciembre de

2017 y el 30 de noviembre de 2018, alcanzó una Porcentaje Total de Pérdidas Remanentes al final del

Segundo Año de Servicios de 27.90 %. Si este valor Total de Pérdidas Remanentes se compara con

similar valor al 30 de noviembre de 2017, esto es 27.90%, resulta una reducción de pérdidas de 0.00 %.

Este cálculo no incluye el caso de las 80,477 actas con anomalías, de las cuales, EEH hace presente que,

en su opinión, debido a los cambios regulatorios formulados en las resoluciones CREE 071 y CREE 050,

oficios CREE 262-2018, oficios CREE 004-2019 e instrucciones escritas por parte de las Instituciones, no

se pudieron facturar, lo que de haberse efectuado habría significado una Reducción de Pérdidas del

Segundo Año de Operaciones de 3.26 %.

Finalmente, tanto los representantes de ENEE como de MHI, propusieron a los representantes de EEH,

que la materia relacionada con cambios regulatorios y sus efectos, se efectúe al Gerente General de

ENEE, para que por su intermedio sea consultada la CREE.

En el numeral 10 del presente informe, se presentan las conclusiones del Plan de Reduccion de Perdidas

y en el numeral 11 se proponen las Recomendaciones para el Tercer Año de Operaciones.

INFORMES DE MHI

Informe de MHI del 4 de enero de 2019

En respuesta al Oficio Nº SAPP-829-2018, de fecha 18 de diciembre de 2018, mediante el cual

solicitan Certificacion relativa al cumplimiento de EEH de los indicadores comerciales y de reduccion

de pérdidas para el segundo año de operaciones, con fecha 4 de enero de 2019, MHI emitió el

siguiente informe:

En Tegucigalpa, República de Honduras, a 4 de enero de 2019, MANITOBA HYDRO INTERNATIONAL

LTD., (MHl), Empresa Supervisora del Contrato de Recuperación de Pérdidas en los Servicios

Prestados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para la Ejecución del Componente de

Distríbución y Flujo Financiero, informa que al término del Segundo Año de Operaciones de EEH, no

existe un documento consensuado y suscrito por las partes involucradas, que modifique la versión

original del Anexo 6 del Contrato, razón por la cual, el instrumento vigente de Anexo 6 es el que

originalmente se suscribió.

Los términos de modificación del Anexo 6, aprobados por el Comité de Coordinación, posteriormente

fueron presentados por MANITOBA HYDRO LNTERNATIONAL en sesión de Comité Técnico Nº 73,

celebrada el 28/11/2017, oportunidad en que, junto con aprobarlos, el Comité Técnico dispuso que

fueran incorporados en una proposición modificatoria de Anexo 6, lo que se hizo, enviando esta

proposición a la Unidad de Contingencías Fiscales de SEFIN y a la Superintendencia de Alianza Publico

Privada (SAPP). Esta proposición no fue aceptada por la SAPP, según Oficio Nº SAPP 098-2018 de

techa 07/02/2018.

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112

MHI ha preparado una nueva versión de Anexo 6 que incorpora las variables técnicas y comerciales

necesarias y suficientes para determinar la Reducción Mínima Anual de Pérdidas y que facilita las

conciliaciones ENEE-EEH en los balances de energía, con la aplicación de una Norma Técnica para

calcularlos. Este documento fue presentado a la SAPP y socializado con ella, con lo que se espera que

próximamente, en el marco del Contrato del Operador, se disponga de un nuevo Anexo 6.

Por otra parte, la Superintendencia de Alianza Publico Privada, en Oficio Ne SAPP-756-2018 de fecha

20/11/2018 efectuó una Notificación de Causa a EEH, que da motivo para declarar la lntervención

del Contrato por la Superintendencia, señalando un plazo de 7 días hábiles para subsanar la causa,

situación que significó un cuestionamiento respecto de la oportunidad y forma en que se deben

aplicar los promedios de consumos y la oportunidad y forma en que se debe aplicar la retroactividad

de energía recuperada, lo que afectó a aproximadamente 322,000 consumidores, situación que a la

fecha del presente documento se está resolviendo, lo que permitirá disponer de información

definitiva de los consumos de energía del Segundo Año de Operaciones.

De momento, respecto de cumplimiento de objetivos en Reducción de Pérdidas, por parte del

Operador, MHI se encuentra en condiciones de informar lo que a continuación se detalla:

Versión ENEE:

El Operador del Contrato, la Empresa Energia Honduras (EEH), al término del Segundo Año de

Operaciones, correspondiente al periodo comprendido entre el 1 de diciembre de 2017 y el 30 de

noviembre de 2018, alcanzó un Porcentaje Total de Pérdidas Remanentes de Distribución de 29.66%.

Si este valor Total de Pérdidas Remanentes del Segundo Año de Operaciones se compara con similar

valor del 30 de noviembre de 2016, esto es 31.95 %, en dos años de operaciones resulta una

reducción de las Pérdidas de Distribución de 2.29 %.

De otro lado, si este valor Total de Pérdidas Remanentes de Distribución del Segundo Año de

Operaciones, se compara con similar valor del 30 de noviembre de 2017, esto es 27.90 %, resulta en

el Segundo Año de Operaciones un incremento de las Pérdidas de Distribución de 1.76 %.

Versión EEH:

El Operador del Contrato, la Empresa Energia Honduras (EEH), al término del Segundo Año de

Operaciones, correspondiente al periodo comprendido entre el 1 de diciembre de 2017 y el 30 de

noviembre de 2018, alcanzó una Porcentaje Total de Pérdidas Remanentes de Distribución de 26.15

%.

Si este valor Total de Pérdidas Remanentes del Segundo Año de Operaciones se compara con similar

valor del 30 de noviembre de 2016, esto es 31.95%, en dos años de operaciones resulta una reducción

de las Pérdidas de Distríbución de 5.80 %.

De otro lado, si este valor Total de Pérdidas Remanentes de Distribución del Segundo Año de

113

113

Operaciones, se compara con similar valor del 30 de noviembre de 2017, esto es 27.90%, resulta en

el Segundo Año de Operaciones una reducción de las Pérdidas de Distribución de 1.75%.

Informe de MHI del 4 de abril de 2019

Con motivo de una serie de reuniones que culminaron el 04/04/2019, en la que participaron el señor

Secretario de Energia, el Superintendente de SAPP, el Gerente General de ENEE y otros

representantes de la Secretaría de Energia, de SAPP y de ENNE, MHI actualizó la informacion y emitió

el siguiente iinforme:

En Tegucigalpa, República de Honduras, a 4 de abril de 2019, MANITOBA HYDRO INTERNATIONAL

LTD., (MHI), Empresa Supervisora del Contrato de Recuperación de Pérdidas en los Servicios

Prestados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para la Ejecución del Componente de

Distribución y Flujo Financiero, informa que a esta fecha (04/04/19), no existe un documento

consensuado y suscrito por las partes involucradas, que modifique la versión original del Anexo 6 del

Contrato, razón por la cual, el instrumento vigente de Anexo 6 es el que originalmente se suscribió.

MHI, en coordinación con SAPP, ha enviado al Fideicomiso una nueva versión de Anexo 6, que se

basa en la versión original y agrega solamente dos modificaciones a saber: la determinación de la

LÍNEA BASE al 30 de noviembre de 2016 y la consecuente determinación de la Reducción Mínima

Anual de Pérdidas expresada en kWh para cada año contractual.

Este documento fue enviado al Fiduciario mediante nota MHI-2019-016 de fecha 7 de marzo de 2019,

quien con fecha 8 de marzo de 2019 lo remitió a los miembros del Comité Tecnico y a SAPP.

Posteriormente, la materia fue tratada en el Comité Técnico Nº 93, celebrada los días 14 y 15 de

marzo de 2019, en donde se acordó esperar el pronunciamiento de la referida Superintendencia.

De momento, respecto de cumplimiento de objetivos en Reducción de Pérdidas por parte del

Operador, MHI se encuentra en condiciones de informar que, a la fecha del presente documento, se

han logrado acuerdos entre ENEE y EEH, coordinados por MHI en presencia de SAPP, que permiten

concluir que al 30 de noviembre de 2018 el Operador alcanzó los siguientes resultados en materia

de Reducción de Pérdidas:

Balance Energía – Dic. 2017 – Nov.2018

Energía Entrada GWh 8,655,006,585.23

Ventas Totales (GWh) 6,240,027,810.33

Pérdidas Totales (GWh) 2,414,978,774.90


Lo anterior significa que El Operador del Contrato, la Empresa Energia Honduras (EEH), al término

del Segundo Año de Operaciones, correspondiente al periodo comprendido entre el 1 de diciembre

de 2017 y el 30 de noviembre de 2018, alcanzó una Porcentaje Total de Pérdidas Remanentes al final

114

114

del Segundo Año de Servicios de 27.90 %. Si este valor Total de Pérdidas Remanentes se compara

con similar valor al 30 de noviembre de 2017, esto es 27.90%, resulta una reducción de pérdidas de

0.00 %.

Adicionalmente, el Operador ha presentado Actas de Irregularidades y su energia asociada, no

resueltas a nivel de Sistema de Gestión Comercial, que a su juicio deben ser consideradas como

pérdidas recuperadas en el Sistema de Distribucion en el periodo analizado.

REUNIONES DE LA COMISION DE PERDIDAS

En reunión del Comité de Coordinación Nº 19, celebrada el dia 24 de enero de 2019, punto 5.1

denominado ANALISIS DE LA MODIFICACION DEL ANEXO 6 DEL CONTRATO DEL OPERADOR, se

acordó que, una vez que MHI tenga terminado el análisis y la metodología para conciliar los balances

de pérdidas, se procedería a convocar a reunión de técnicos de ENEE y EEH, para que MHI exponga

su proposición, que ésta se evalúe y se someta a aprobación, todo lo cual, permitirá someter a

aprobación del Comité Técnico una nueva proposición de versión modificada del Anexo Nº6 del

Contrato del Operador.

Los Miembros de Comité de Coordinación estuvieron de acuerdo en analizar la metodología para

realizar la conciliación, quedando a la espera de ser convocados a una nueva reunión.

Reunión del 14/02/2019

El dia 14 de febrero de 2019, se efectuó la Primera Reunión de Técnicos. Asistieron los

representantes que a continuación se indican, en representación de las entidades que se señalan:

EEH: Ernesto Florez, Edison Vélez, Atilio Rodríguez, Armando Marchetti, Varinia Diaz

ENEE: Dennis Hernández, Samuel Martínez, Allan Romero

SAPP: José Talavera

MHI: Arturo Iporre, Eduardo Saavedra, José León.

De conformidad a lo comprometido, MHI realizó una exposición del Análisis que permite determinar

los flujos financieros resultantes, así como las pérdidas resultantes de los flujos financieros del

primer y segundo año de operación de EEH.

Los resultados de los análisis correspondientes al Primer Año, ratifican los resultados de reducción

de pérdidas certificados por MHI, lo que implica que se ratificó una reducción de pérdidas de 4,06%

y, por lo tanto, estos resultados validan lo presentado y Certificado por MHI para el Primer Año.

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115

Seguidamente, MHI procedió a exponer el resultado del Segundo Año del Operador que proviene

de aplicar la misma metodología del primer año para el segundo, obteniéndose los siguientes

resultados:

Reducción de pérdidas: -3,31%

Reducción de pérdidas dando por pagadas las exoneraciones y amnistías (Subsidios del

Estado): -0,72%

Reducción de Pérdidas, dando por pagados los Subsidios y ZDG’s: 0,03%

Respecto del Flujo Financiero, proveniente de los ahorros por reducción de pérdidas, que posibilita

el repago de las inversiones, se explicó que el concepto de su aplicación es en relación al año base,

es decir, a noviembre de 2016, con lo que la reducción de pérdidas de los dos años resulta en lo

siguiente:

Reducción de pérdidas: -0,42%

Reducción de pérdidas dando por pagados los Subsidios: 3,34%

Reducción de pérdidas dando por pagados los Subsidios y ZDG’s: 4,22%

Análisis y discusión de los parámetros que permiten calcular la perdida física de energía eléctrica

de la red de distribución de ENEE.

MHI recomienda a los Técnicos de ENEE y EEH analizar su propuesta y conciliar los valores del

Balance de Energía, tomando en cuenta como referencia los resultados obtenidos y validados por la

metodología propuesta.

MHI indicó que procederá a emitir las Certificaciones de Pérdidas requeridas por las Autoridades,

en conformidad a los acuerdos que se logren entre los representantes de ENEE y EEH en esta

jornada,

Variables que deben considerarse en el balance de Energía.

Acuerdos:

1. Alumbrado Público.

A. ENEE y EEH, en adelante la partes, acordaron incluir en el balance de energía el catastro de

Alumbrado Público aprobado por la CREE, que asciende a 23.890,118 kWh como valor base

mensual en junio de 2018, de acuerdo al oficio CREE-147 aplicado a partir del 1 diciembre

de 2017; fecha en la cual se considera conciliada esta variable.

B. Para efectos de conciliar el balance de energía, las partes acordaron que, respecto al

Catastro de Alumbrado Público para el total de lámparas encendidas, que no fueron

consideradas por la CREE en su dictamen, aplicar el factor de calidad obtenido por MHI en

sus pruebas piloto, el cual resulta en un sesenta por ciento (60%), a partir de diciembre de

2017 y de acuerdo al inventario realizado y enviado por EEH en octubre de 2017.

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116

C. Respecto al Decreto 13-2016 (Canchas y Parques):

Parques

Se acordó que para los parques se apliquen 12 horas de uso del Alumbrado Público,

afectado por un factor de calidad de 60%. Se aplicará a partir de diciembre de 2017.

Canchas

Para efectos de conciliar el balance, se acordó que para las canchas deportivas se

considerarán 4 horas diarias de uso, afectadas por el 60% de factor de calidad, a partir de

diciembre de 2017 y de acuerdo al inventario realizado y enviado por EEH en octubre de

2017.

2. Zonas de difícil Gestión (ZDG’s).

Se acordó aceptar las 146 ZDG’s que el Comité Técnico aprobó para efectos de balance de

energía, aplicado desde la fecha que se entregó a la ENEE, restando los consumos de aquellos

clientes que, estando dentro de alguna ZDG, se encuentren gestionados en el Sistema de

Facturación.

Las nuevas ZDG que descubra EEH, quedarán sometidas al mismo procedimiento establecido

para los grupos de ZDG’s acordados y serán aplicados desde la fecha en que EEH los presente

a la ENEE.

3. Proyectos irregulares y comunidades.

No se llegó a ningún acuerdo.

Posición de MHI: Toda vez que un proyecto de distribución de electricidad, es desarrollado en

un Bien Nacional de Uso Público, queda sujeto al concepto Servicio Público de Distribución,

adicionándose a la red de distribución ya desarrollada.

En caso que alguna Entidad del Estado o un Urbanizador, con autorización de ENEE, desarrollen

nuevos proyectos y no los concluyan o los concluyan con defectos de instalación, quedando los

clientes conectados irregularmente a la red de distribución, lo que corresponde es normalizarlo

a costo óptimo, instalar la medida y gestionar los clientes en el Sistema de Gestión Comercial.

En opinión de MHI, no debería haber inconveniente alguno para que EEH concluya estos

proyectos, normalizándolos, incluida la medida, para que luego se aprueben estas

normalizaciones de proyectos por ENEE y el Operador pueda recuperar el costo de inversión

referencial, mediante reembolso que se pagaría con los ahorros provenientes de recuperación

de pérdidas durante el periodo de duración del contrato.

117

117

Posición de ENEE: Ratifica lo explicado por MHI.

Posición de EEH: EEH plantea que los consumos eléctricos de estos clientes, conectados de

manera irregular, se deben incluir en el balance energético, en conformidad a los acuerdos del

primer año.

4. Señor usuario:

Se ratifican por ENEE y EEH los acuerdos del primer año.

5. Ajustes (Irregularidades).

EEH manifestó que los cambios discriminatorios en la legislación, como lo son los oficios CREE-

050 y CREE- 071, impactaron negativamente en los resultados del proceso de facturación y

recaudo del Sistema de Gestion Comercial.

Al respecto, MHI expresó que no tiene facultades para resolver o cambiar las determinaciones

que adopte la Autoridad Regulatoria, razón por la cual, en su opinión, esta materia debería

formalizarse con apoyo de los abogados de cada empresa (ENEE-EEH).

Se acordó que, para revisar esta materia, MHI se reunirá con ENEE y SAPP los días 18 o 19 de

marzo de 2019 y con EEH y SAPP el dia 20 de marzo del 2019.


El dia 18 de febrero de 2019, se efectuó la Segunda Reunión de MHI con representantes de ENEE y

SAPP. Asistieron los representantes que a continuación se indican, en representación de las

entidades que se señalan:

ENEE: Rolando Castillo, Dennis Hernandez, Samuel Martinez, Allan Romero.

SAPP: Jose Talavera

MHI: Arturo Iporre, Eduardo Saavedra.

En esta reunión, ENEE manifestó que todos los casos de irregularidades no procesados por EEH

deberían remitirse a ENEE, para que luego de informarse en su detalle, ENEE los envíe a la CREE.

Los casos reclamados por EEH son 77,000.

El ingeniero de CREE que tiene a cargo esta función, es el Sr. Edwin Mejia.

118

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Adicionalmente, el abogado Allan Romero de ENEE comprometió emitir para el 22/02/2019 un

informe con la interpretación legal de ENEE sobre la aplicabilidad de los reglamentos en uso y

futuros.

El Ing. Samuel Martínez informó sobre el avance que ha habido en relación a los clientes que se

encuentran dentro de ZDG’s y que a su vez están gestionados en el Sistema de Gestión Comercial.


El dia 20 de febrero de 2019, se efectuó la Tercera Reunión de MHI con representantes de EEH y

SAPP. Asistieron los representantes que a continuación se indican, en representación de las

entidades que se señalan:

EEH: Ernesto Florez, Edison Vélez, Atilio Rodríguez, Armando Marchetti, José Pérez Burgos


MHI: Arturo Iporre, Eduardo Saavedra, José León.

Al inicio de la reunión MHI procedió con la lectura del Acta de la reunión del día 14 de febrero de

2019. EEH manifiesta que el acta debe reflejar lo tratado hasta el final de las conversaciones. MHI

aclaró que el acta refleja lo tratado el día que se realizó.

EEH manifiesta que tiene dos temas para considerar y procede a explicarlos:

1. Comunidades

EEH manifiesta que, respecto de las comunidades, comparten que la solución es poner medición,

pero aclara que existen dos tipos de proyectos:

a) FOSODE, FHISPIR, Nórdicos

b) Proyectos irregulares

Respecto a los proyectos FOSODE, FHISPIR y Nórdicos, en el primer año de operaciones, ENEE

entregó 110 proyectos y en el 2018 año se entregaron 48 proyectos. Estos proyectos están

técnicamente bien resueltos y no están incluidos en el Informe de Comunidades presentado por EEH

(SUIEH).

EEH aclara que el 70% de los proyectos FOSODE, FHISPIR y Nórdicos, están normalizados y el 30%

restante está en proceso.

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119

El problema son los proyectos irregulares, que ingresan a través de autoridades sectoriales,

regionales u otros. En el primer año ENEE validó 438 y en el año 2018 se adicionaron 1,592 proyectos

irregulares.

Respecto de los proyectos irregulares, EEH indica estar dispuesta a quitar del balance la energía de

los mismos, pero bajo la condición que se establezca un proceso vinculante, que facilite la solución

a este problema con participación conjunta de ENEE y EEH y que garantice la recuperación de la

energía pérdida en este tipo de instalaciones, ya que también esta energía debe ser declarada en el

balance de energia.

Al respecto, MHI indica que se debe crear una Unidad de Normalización, cuyos Costos de

Normalización sean incorporados al Presupuesto Anual de Inversiones de EEH, lo que permitiría

resolver el problema.

EEH está de acuerdo con implementar esta solución, quedando pendiente la aceptación de la ENEE.

MHI propone elaborar un proyecto que permita dimensionar su estructura y conformación.

2. Efectos de los cambios regulatorios

EEH procedió a explicar el efecto que han tenido los cambios regulatorios en la energía que debe

facturarse y luego conseguir su recaudo. A continuación, se detallan los diferentes decretos o

Reglamentos:

a) Reglamento del Servicio Eléctrico de ENEE de 1964

b) Resolución CREE 050

c) Resolución CREE 071

d) Oficio CREE Nº 246

Se estima que en el período Diciembre2017 – Noviembre2018 el impacto de estos cambios regulatorios

alcanza a 134 GWh que no fueron incluidos en la facturación y 69 GWh que fueron descontados de

la facturación.

Estos cambios son considerados por EEH como discriminatorios de acuerdo al contrato de APP.

EEH indica que no está facultada a oponerse a los cambios regulatorios, pero solicita que estos

cambios sean reflejados en el cálculo de los indicadores de cumplimiento de metas.

MHI solicita a EEH presente un Informe Técnico Legal de ambos problemas.

MHI propone separar el problema, definiendo primeramente un concepto general, denominado

Consumo No Registrado (CNR) para luego separarlo en dos:

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a. CNR responsabilidad de Empresa

b. CNR Responsabilidad del Cliente

Para este efecto, se deberá elaborar un procedimiento que establezca claramente las acciones

correspondientes y sus alcances.


El dia 5 de marzo de 2019, se efectuó la Cuarta Reunión de Técnicos. Asistieron los representantes

que a continuación se indican, en representación de las entidades que se señalan:

EEH: German García, Atilio Rodríguez, Edison Vélez, Ernesto Florez, Armando Marchetti

ENEE: Juan Carlos Cárcamo, Samuel Martínez, Dennis Hernández, Allan Romero


MHI: Arturo Iporre, Eduardo Saavedra, José León

Se acordó revisar los balances que fueron trabajados por los técnicos de ENEE y EEH. Se presentó el

balance sin considerar irregularidades.

Las partes acuerdan que se deben depurar las cuentas de ZDG’s que se encuentran al interior de

cada medidor integrador de ZDG’s.

MHI sugiere considerar el concepto Concesión de Servicio Público de Distribución, por cuanto, desde

el momento en que se conecta un cliente a la Red de Servicio Público de Distribucion, se crean

obligaciones para la distribuidora y para el cliente, para la distribuidora la Obligación de dar

Suministro de Electricidad y, si existe un suministro al interior de un ZDG con medidor y registrado

en el Sistema de Gestion Comercial, la empresa se obliga a dar calidad y confiabilidad de servicio a

ese cliente, condición que no existe en redes eléctricas de los ZDG’s.

EEH indica que, sin perjuicio del problema con Irregularidades, ENEE y EEH han conciliado la energía

recibida y la energía distribuida y que en ZDG’s tienen una diferencia de 2.5 GWh.

Respecto del Alumbrado Público, se informó sobre la campaña de verificación que se está iniciando.

ENEE y EEH acuerdan definir un procedimiento que permita actualizar las ordenes de trabajo

ejecutadas en el Alumbrado Público y una vez aprobado este procedimiento, se propondrá al Comité

Técnico para realizar un nuevo levantamiento del Alumbrado Público.

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También se acuerda que es necesario acordar la forma viable que permita instalar medición en

canchas y parques.

Para el caso de normalización de proyectos de comunidades, EEH indica que existen proyectos que

no cumplen la norma técnica. Al respecto, MHI propone asignar un presupuesto de inversión para

la normalización de estos barrios, se identifican estos proyectos y se los presenta al Comité de

Coordinación para su presentación al Comité Técnico.

Se acuerda que los proyectos de normalización de comunidades se incorporarán en el Presupuesto

de Inversiones para el Tercer Año de Operación de EEH. Con ello, se realizarán conexiones con

alambre protegido. EEH indica que tienen registrados cerca de 22,000 suministros en estas

condiciones.

Se acuerda por unanimidad que el balance final de energía para el segundo año será uno solo, el

cual consistirá en dos tablas para que reflejen lo siguiente:

a. Una tabla que refleje el balance de la energía física y

b. Otra tabla que refleje la energía recuperada por la detección de irregularidades y anomalías,

según la legislación vigente a la firma del contrato.

Esto, en virtud de los efectos causados por los cambios regulatorios, que en opinión de EEH resultan

discriminatorios, de la regulación por la Autoridad Gubernamental, en conformidad con la Cláusula

Trigésima Octava del Contrato APP.

Todas las partes, por unanimidad, acuerdan que el Balance de Energía para el segundo año se

concilia parcialmente por lo siguiente:

i. La tabla que refleja el balance de energía física se concilia en una reducción de pérdidas

expresada en %.

ii. Adicionalmente, una asegunda la tabla que refleje el Balance de Energia con el efecto de las

irregularidades facturadas y que resulta en un valor de reducción de pérdidas expresado en

%.

Adicionalmente, EEH plantea que se debe considerar la detección de irregularidades y anomalías

vigente a la firma del contrato, que no se pudieron facturar por los cambios que, en su opinión,

resultan discriminatorios en la legislación durante la ejecución del contrato.

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La siguiente tabla, muestra los resultados de pérdidas informados por ENEE, en base a los acuerdos alcanzados a la fecha de la reunión

efectuada el 5 de marzo de 2019.

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El dia 22 de marzo de 2019, se efectuó la Quinta Reunión de Técnicos. Asistieron los representantes


EEH: Enid Arita, Alex Banegas, Atilio Rodríguez, Edison Vélez, Armando Marchetti, Varinia Diaz, José

Miguel Velásquez.

ENEE: Juan Carlos Cárcamo, Samuel Martínez, Dennis Hernández, Allan Romero


MHI: Arturo Iporre

Respecto de la materia relacionada con Proyectos Irregulares y Comunidades, tratada en la reunión

del 14 de febrero de 2019, el acuerdo es el siguiente:

Diferenciar las ZDG’s de las Comunidades y los proyectos irregulares, considerando lo manifestado

por MHI, respecto a la normalización y la asignación en el Presupuesto de Inversión.

Para efectos del balance se acordó que la energía correspondiente a los proyectos irregulares (TD)

se retiran del balance sin irregularidades.

Se ratifica que el balance se efectuará sin irregularidades, en conformidad a lo acordado en la

reunión del 5 de marzo y, respecto al balance con irregularidades y rectificaciones, EEH indica que

envió la información de irregularidades para consideración de las partes y solicitó hacer una

presentación respecto al balance de energía que tiene EEH.

Realizada la presentación, EEH aclara que se han tomado decisiones que han afectado el proceso de

reducción de pérdidas y solicita su consideración. Al respecto, ENEE aclara que, si no está grabado

en el Sistema de Gestion Comercial, es muy difícil incorporarlo en el balance.

EEH agrega que la planificación de detección de irregularidades tuvo que ser modificada por razones

ajenas a EEH.

EEH manifiesta que está de acuerdo con el balance sin irregularidades trazable a través de IBM390.

Por lo tanto, es necesario dejar establecido los efectos externos que afectan la reducción de

pérdidas.

EEH solicita que el objetivo es que se analice y que en conjunto se justifiquen los valores que podrían

haber alcanzado sino hubiesen existido los factores exógenos de manera de obtener también el

impacto económico.

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El representante de SAPP indica que el contrato es de recuperación y reducción de pérdidas., por lo

que no se debe considerar la energía recuperada.

EEH aclara que está de acuerdo con no considerar la energía recuperada a partir del tercer año,

siempre que se ajusten las metas de reducción de pérdidas.

Se acuerda que en base a los balances de la Presentación se procederá a un análisis específico.

Se procedió a revisar los Balances con información del IBM 390.

1. Balance sin irregularidades y sin rectificaciones comerciales (solo errores de facturación).

2. Balance con irregularidades, rectificaciones y solicitudes especiales.

EEH solicitó también mostrar otro balance que presentó y que considera los factores exógenos como

ser los efectos de los cambios regulatorios.

Respecto al balance se puede informar lo siguiente:

1) Se aclaró que los conceptos que incluye ENEE corresponden a errores, sean positivos o

negativos. Seguidamente se procedió a revisar los valores de los ítems que componen este

balance, encontrándose diferencias en la venta base. Se acordó que técnicos de EEH y ENEE

deberán revisar los valores y presentar un balance consensuado para la próxima reunión.

2) ENEE indica que la información enviada por EEH solo considera valores positivos. ENEE indica

que solo se trabajará con registros que están en el Sistema de Gestion Comercial. ENEE propone

revisar Irregularidades, rectificaciones y que este tema se trate en una reunión entre Técnicos.

Este equipo deberá registrar con notas las observaciones de los registros con errores

encontrados. Estas observaciones serán incluidas en el Informe de manera de poder mejorar

los procesos futuros.

EEH solicita que se tomen en consideración las rectificaciones por casos particulares producto de

instrucciones especiales no apegadas a cambios regulatorios. Para este efecto, EEH incorporará este

concepto en un balance sobre la base del balance

Así mismo, ENEE indica que, de aquí en adelante, se debe verificar que cualquier ajuste grabado en

el sistema debe ser validado para comprobar que éste se grabó correctamente en el sistema.

EEH manifiesta que está de acuerdo, pero que requiere de la definición de un procedimiento.

Respecto al balance que considera los factores exógenos se indica que el mismo parte de

proyecciones por lo que este será presentado por EEH en una próxima reunión.

Los resultados serán presentados en la próxima reunión del día miércoles 27 de marzo de 2019 a

horas 9:00 en SAPP.

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El dia 27 de marzo de 2019, se efectuó la Sexta Reunión de Técnicos. Asistieron los representantes


EEH: Varinia Diaz, José Miguel Velásquez, Atilio Rodríguez, Edison Vélez, Armando Marchetti,

Germán García

ENEE: Samuel Martínez, Dennis Hernández.


MHI: Arturo Iporre, Eduardo Saavedra

Se procedió a leer el acta anterior. En base a esta lectura EEH presentó los resultados acordados con

ENEE sobre el balance.

Escenario 1: 27.96% sin rectificaciones netas -0.07%

Escenario 2: 27.86 % con rectificaciones netas 0.03%

ENEE indica que tiene modificaciones a estos valores. Actualmente están analizando las cuentas en

las ZDG’s.

EEH presentó los efectos en kWh de los cambios regulatorios:

Reversión Irregularidades Rectificaciones 72 GWh

Actas no facturadas 132.78 GWh

Alcanzando una reducción de pérdidas de 3.26%

MHI indica que existen aspectos de riesgo que asume cada parte y el aspecto regulatorio emitido

por la autoridad es uno de ellos.

MHI plantea que no se tienen los antecedentes ni atribuciones legales para determinar el efecto

regulatorio.

EEH aclara que no se pide una certificación de estos eventos exógenos, pero reitera que la intención

es que esto ha existido y que tanto ENEE como MHI están al tanto de estos efectos.

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Respecto a la determinación de la estimación realizada por EEH, si bien no se cuestiona el cálculo

no es posible certificarlo precisamente porque no existen antecedentes ni atribuciones legales.

ENEE indica que se está muy próximos a cerrar un balance acordado y solo queda revisar los

resultados de las ZDG’s ya que existen algunas incongruencias, tales como que de 13

Macromedidores revisados por ENEE existe un 80% de clientes con medidor.

ENEE presentará un informe detallado para analizar este tema en la próxima reunión.

EEH indica que respecto a las ZDG’s se pensó que ya estaba acordado y se requiere cerrar este tema

lo antes posible.

ENEE manifiesta que están de acuerdo en apoyar y por lo tanto ya están haciendo verificaciones

respecto al alumbrado público. También ENEE está consciente que es su responsabilidad el

Alumbrado Público y la expansión de la red.

Se acuerda que para la próxima reunión ENEE presentará los análisis sobre las ZDG’s de manera tal

que se acuerde un valor definitivo.


El dia 1 de abril de 2019, se efectuó la Séptima Reunión de Técnicos. Asistieron los representantes


EEH: Varinia Diaz, José Miguel Velásquez, Atilio Rodríguez, Edison Vélez, Armando Marchetti, Enid

Arita, Alex Banegas.

ENEE: Samuel Martínez, Dennis Hernández, Allan Romero.

SAPP: José Talavera.

MHI: Arturo Iporre, Eduardo Saavedra

EEH, solicita corroborar la información de Zonas de Difícil Gestión.

De la revisión realizada por EEH

2,536 dentro de las ZDG’s

1,222 fuera ZDG’s, pero amarradas a un transformador

360 que no pertenecen a ZDG

30 claves desactivadas

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Todas ellas hacen un total 4,148

Código lectura “0”: 2,304

Código “5”: 1,194

Código “2”: 650

ENEE indica que, de las 4,148 claves en revisión de campo, hay 2,944 claves de información

entregadas por EEH, por lo que corresponde hacer una revisión conjunta ENEE y EEH. La diferencia

corresponde a revisiones efectuadas por ENEE.

MHI propone trabajar con información georreferenciada y de la base de datos comercial.

El equipo designado es el siguiente:

EEH: Sindy Fortich, Joel Barahona y Oscar Ravelo.

ENEE: Samuel Martínez y Cindia Matute.

El trabajo se realizará durante la semana del 1 de abril de 2019. Los días lunes 1 y martes 2 se hará

trabajo de escritorio y a partir del miércoles el trabajo en campo.

EEH propone hacer una revisión en conjunto de las Actas con irregularidades (3.26 % de

recuperación de pérdidas) que no fueron facturadas.

ENEE propone que EEH presente la información de forma clasificada que permita hacer una revisión

más oportuna. ENEE reitera que debe enviar una solicitud formal.

ENEE indica que debe ser el Fiduciario quien determine si corresponde a ENEE o CREE quien debe

tratar este tema.

EEH indica que no está de acuerdo que no se consideren irregularidades no facturadas.

SAPP manifiesta que EEH debe presentar lo comprometido en la reunión anterior y que no se puede

tomar más tiempo para tomar una posición.

EEH enviará nuevamente la solicitud para que se revise el tema de las irregularidades no facturadas

por el Fiduciario.

ENEE indica que este proceso tiene un componente legal que requiere de aclaraciones.

Se queda a la espera de los resultados del Grupo de ZDG’s para continuar. La reunión podrá ser

convocada para el día 8 de abril de 2019.

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El dia 8 de abril de 2019, se efectuó la Octava Reunión de Técnicos. Asistieron los representantes


EEH: Varinia Diaz, José Miguel Velásquez, Atilio Rodríguez, Edison Vélez, Armando Marchetti, Enid

Arita, Alex Banegas y Sindy Fortich

ENEE: Samuel Martínez, Dennis Hernández

SAPP: José Talavera, Brenda Girón.

MHI: Eduardo Saavedra

Se discute, sobre si se deben incluir en el balance del tercer año las irregularidades; SAPP expresa

que no deberían considerarse, ENEE está de acuerdo, mientras que EEH expresa que si no se toman

en consideración para el balance se debe cambiar la línea base.

EEH explica sobre las actas de irregularidades que no fueron facturadas. Agrega que estas no se

liquidaron debido a que son anomalías no atribuibles al usuario, como ser equipos de medida

dañados y que la reglamentación actual no permite la liquidación, a pesar que, al iniciar el contrato,

la reglamentación si permitía recuperar energia por esta causa.

EEH expresa que el flujo financiero que se verá en el tercer año resultará menor y que se deben

revisar las condiciones contractuales en las que el operador firmó, ya que si no es aceptada la

recuperación de Energia Consumida No Facturada para el operador, la senda de recuperación no

puede ser la misma, se debería evaluar.

EEH expresa que ya ha habido demasiadas reuniones sobre la materia y le solicita a la supervisión

estudiar el tema de los cambios regulatorios, ya que los oficios presentados por CREE en noviembre

2018 y enero 2019 afectará también el tercer año en el balance de Reduccion de pérdidas.

EEH agrega que el Gobierno y el Ente Regulador no pueden desconocer el impacto de las decisiones

que se toman por el Estado, por lo que deben ser reconocidas y se debe considerar el cambio de

indicador de pérdidas ya que las condiciones consideradas en el contrato son diferentes a las

condiciones actuales.

MHI propone que el proceso de balance de energía quede con el cierre de las ZDG’s de lo que tienen

hasta la fecha de hoy.

ENEE está de acuerdo con cerrar hoy con los 4,148 clientes analizados, pero hace falta análisis que

deberá ser completado en el tercer año.

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EEH presentará un documento en donde se sustenten todas las situaciones que influyeron en la

recuperación de pérdidas del año dos de ejecución del contrato. Esto incluye las 80,477 actas con

anomalías, haciendo presente que, en su opinión, debido a los cambios regulatorios formulados en

las resoluciones CREE 071 y CREE 050, oficios CREE 262-2018, oficios CREE 004-2019 e instrucciones

escritas por parte de las Instituciones no se pudieron facturar.

ENEE manifiesta que conocerá el documento de las actas con anomalías que no fueron grabadas en

el sistema de facturación, una vez este sea presentado al Comité Tecnico.

MHI en su calidad de Supervisor explicará al Comité Técnico los acuerdos que se han logrado entre

las partes y las posiciones de ENEE y EEH respecto de las materias en que no se ha logrado acuerdo.

COMPENDIO DE ACUERDOS

1. Analizar la metodología para realizar la conciliación de balances de energia.

2. Incluir en el balance de energía el catastro de Alumbrado Público aprobado por la CREE, que

asciende a 23.890,118 kWh como valor base mensual en junio de 2018, de acuerdo al oficio

CREE-147 aplicado a partir del 1 diciembre de 2017; fecha en la cual se considera conciliada

esta variable.

3. Respecto al Catastro de Alumbrado Público para el total de lámparas encendidas, que no fueron

consideradas por la CREE en su dictamen, aplicar el factor de calidad obtenido por MHI en sus

pruebas piloto, el cual resulta en un sesenta por ciento (60%), a partir de diciembre de 2017 y

de acuerdo al inventario realizado y enviado por EEH en octubre de 2017.

4. Para los parques se aplicará 12 horas de uso del Alumbrado Público, afectado por un factor de

calidad de 60%. Se aplicará a partir de diciembre de 2017.

5. Para las canchas deportivas se considerarán 4 horas diarias de uso, afectadas por el 60% de

factor de calidad, a partir de diciembre de 2017 y de acuerdo al inventario realizado y enviado por EEH en octubre de 2017.

6. Aceptar las 146 ZDG’s que el Comité Técnico aprobó para efectos de balance de energía,

aplicado desde la fecha que se entregó a la ENEE, restando los consumos de aquellos clientes que, estando dentro de alguna ZDG, se encuentren gestionados en el Sistema de Facturación.

7. Las nuevas ZDG que descubra EEH, quedarán sometidas al mismo procedimiento establecido para los grupos de ZDG’s acordados y serán aplicados desde la fecha en que EEH los presente a la ENEE.

8. Se ratifican los acuerdos del Primer Año en cuanto al caso Señor Usuario.

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9. Los casos de irregularidades no procesados por EEH se remitirán a ENEE, para que luego de informarse en su detalle, ENEE los envíe a la CREE para su resolución final.

10. Revisar los balances que fueron trabajados por los técnicos de ENEE y EEH.

11. Depurar las cuentas de ZDG’s que se encuentran al interior de cada medidor integrador de

ZDG’s.

12. Definir un procedimiento que permita actualizar las ordenes de trabajo ejecutadas en el

Alumbrado Público y una vez aprobado este procedimiento, se propondrá al Comité Técnico para realizar un nuevo levantamiento del Alumbrado Público.

13. Acordar la forma viable que permita instalar medición en canchas y parques.

14. Para el caso de normalización de proyectos de comunidades que no cumplen la norma técnica,

asignar un presupuesto de inversión en el Tercer Año, para la normalización de estos barrios, se identifican estos proyectos y se los presenta al Comité de Coordinación para su presentación al Comité Técnico.

15. Se realizarán conexiones con alambre protegido para resolver el punto 14 anterior.

16. El balance final de energía para el segundo año será uno solo, el cual consistirá en dos tablas

que reflejen lo siguiente: Una tabla que refleje el balance de la energía física y otra tabla que refleje la energía recuperada por la detección de irregularidades y anomalías, según la legislación vigente a la firma del contrato.

17. El Balance de Energía para el segundo año se concilia parcialmente por lo siguiente: La tabla que refleja el balance de energía física se concilia en una reducción de pérdidas expresada en %. Una segunda la tabla que refleje el Balance de Energia con el efecto de las irregularidades facturadas y que resulta en un valor de reducción de pérdidas expresado en %.

Comentario 1 de MHI: No habiéndose conciliado el Balance de Energia, entre ENEE y EEH, la primera tabla se muestra en la página 27 del presente informe, que incluye los ajustes y rectificaciones del Sistema de Gestion Comercial. La segunda tabla a que hace referencia este acuerdo, se encuentra en el documento denominado “CIERRE DEL BALANCE DE ENERGIA SEGUNDO AÑO DE OPERACIONES, presentado con carta EEH-GG-2019-01-008 de fecha 11 de enero de 2019.

18. Diferenciar las ZDG’s de las Comunidades y los proyectos irregulares, considerando lo manifestado por MHI, respecto a la normalización y la asignación en el Presupuesto de Inversión.

19. Para efectos del balance, la energía correspondiente a los proyectos irregulares (TD) se retiran del balance sin irregularidades.

20. Se ratifica que el balance se efectuará sin irregularidades, en conformidad a lo acordado en la reunión del 5 de marzo de 2019.

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21. Cerrar el Balance con los 4,148 clientes analizados que se encuentran al interior de los ZDG’s

que deberá ser completado en el tercer año.

BALANCE DE ENERGIA EN BASE A LOS ACUERDOS

A continuación, MHI entrega el Balance de Energía, que incluye los ajustes y rectificaciones del Sistema de Gestion Comercial, para Segundo Año de Operaciones EEH. Con esta información se concluye que entre Diciembre2016 (31.95 % de Pérdida Remanente) y Noviembre2018 (27.90 % de Pérdida Remanente), la Reducción de Pérdida Eléctrica del Sistema de Distribución ha resultado en 4.05 % en dos años y entre Diciembre2017 (27.90 % de Pérdida Remanente) y Noviembre2018, (27.90 % de Pérdida Remanente), la Reduccion de Pérdida Eléctrica del Segundo Año de Operaciones ha resultado en 0.00 %. Este cálculo no incluye el caso de las 80,477 actas con anomalías, de las cuales, EEH hace presente que, en su opinión, debido a los cambios regulatorios formulados en las resoluciones CREE 071 y CREE 050, oficios CREE 262-2018, oficios CREE 004-2019 e instrucciones escritas por parte de las Instituciones no se pudieron facturar.

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DETALLE Dec-17 Jan-18 Feb-18 Mar-18 Apr-18 May-18


Energía Distribuida en el mes kWh (EDMi) 477,303,412 452,158,000 530,662,842 657,639,010 630,850,714 212,344,541

Ventas a clientes finales sujetos a Regulacion de precios 446,799,921 426,996,809 501,359,840 693,915,229 590,732,688 521,491,969

Ajustes y rectificaciones en Facturación 2,422,575 -3,169,276 1,320,576 -65,060,740 10,936,246 -338,615,011

Suministros a poblaciones no urbanizadas o irregulares que se encuentran conectadas al sistema de distribución (ZDG ) 3,809,505 4,104,884 3,740,055 4,549,218 4,949,601 5,243,119

Alumbrado Público Instalado no facturado 4,806,126 4,787,134 4,903,373 4,881,289 4,781,560 4,995,214

Alumbrado Público en sistema comercial 19,083,992 19,102,984 18,986,745 19,008,829 19,108,558 18,894,904

Alumbrado Público encendido 24 horas 678,540 678,540 678,540 678,540 678,540 678,540

Clientes decreto 13-2016 88,771 88,771 88,771 88,771 88,771 88,771

Clientes señor usuario no regularizados 386,018 431,846 415,058 422,125 425,250 432,965

Consumos propios o autoconsumos 0 0 0 0 0 0

Energía de Clientes en alta tensión.

Pérdidas mes kWh 169,836,261 188,156,157 105,308,167 65,969,725 110,971,057 569,003,918

Pérdidas mes % 26.24% 29.38% 16.56% 9.12% 14.96% 72.82%





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DETALLE Jun-18 Jul-18 Aug-18 Sep-18 Oct-18 Nov-18


Energía Distribuida en el mes kWh (EDMi) 521,363,175 522,646,746 575,265,979 580,157,932 554,518,863 525,606,795

Ventas a clientes finales sujetos a Regulacion de precios 499,238,347 493,775,736 540,766,992 541,361,349 514,009,197 513,390,290

Ajustes y rectificaciones en Facturación -7,394,104 -502,900 4,890,052 9,290,604 10,742,247 -17,734,302

Suministros a poblaciones no urbanizadas o irregulares que se encuentran conectadas al sistema de distribución (ZDG ) 5,341,566 5,178,311 5,425,035 5,350,845 5,584,034 5,966,573

Alumbrado Público Instalado no facturado 4,963,236 0 0 0 0 0

Alumbrado Público en sistema comercial 18,926,882 23,899,268 23,865,994 23,841,011 23,895,482 23,685,573

Alumbrado Público encendido 24 horas 678,540 678,540 678,540 678,540 678,540 678,540

Clientes decreto 13-2016 88,771 88,771 88,771 88,771 88,771 88,771

Clientes señor usuario no regularizados 480,063 470,979 449,405 453,188 479,408 468,650

Consumos propios o autoconsumos 0 0 0 0 0 0

Energía de Clientes en alta tensión.

Pérdidas mes kWh 212,870,224 255,302,704 196,489,973 163,161,989 186,270,009 191,148,390

Pérdidas mes % 28.99% 32.82% 25.46% 21.95% 25.14% 26.67%





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REUNION DEL COMITÉ DE COORDINACION Nº 21

Con fecha jueves veinticinco (25) de abril de 2019, se efectuó la Vigésima Primera (21) reunión del Comité de Coordinación del Fideicomiso de ENEE.

Comentario 2 de MHI: No obstante, en dicha reunión se trataron aspectos relacionados con Honorario de Éxito por Recuperacion de Mora y Cumplimiento de Meta de Reduccion de Perdidas, para efectos del presente informe, solo se transcribirá lo relacionado con Reducción de Pérdidas.

1. PARTICIPANTES

Asistieron los representantes que a continuación se indican, en representación de las entidades que se señalan:

ENEE: Juan Carlos Cárcamo, Allan Romero, Dennis Hernández, Ramón Samuel Martínez,

EEH: Guillermo Arias, Armando Marchetti, Enid Arita, Alex Banegas, Atilio Rodríguez, Edison Vélez, Magaly

de la Ossa, Jaime Soto y Darin Argueta. (Los tres últimos participantes sólo asistieron al tema Honorario

de Éxito).

SAPP: José Talavera y Brenda Girón

FICOHSA: Blanca Padilla, Oscar Fuentes

MHI: Arturo Iporre, Eduardo Saavedra y José León

2. AGENDA

4. Temas de Discusión:

4.2 Balance de Pérdidas del Segundo Año de Operación de EEH

4.3 Anexo N°6 del Contrato

4. DESARROLLO DE LA REUNIÓN

El Ingeniero Arturo Iporre de MHI, expresa que se han realizado varias comisiones técnicas, pero las actas

no han sido firmadas. En su calidad de empresa Supervisora del Proyecto, expresa que MHI igualmente

emitirá los dictámenes correspondientes, aun y cuando no exista acuerdo entre ENEE y EEH.

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El Licenciado Oscar Fuentes, Secretario Ejecutivo del Fideicomiso, solicita a todas las partes el apoyo para

que el proyecto continúe de la mejor forma, expone que los Comités de Coordinación se realizan con el

fin de obtener acuerdos que luego se propondrán al Comité Técnico para su ratificación.

4.2 Balance de Energia Segundo Año de Operaciones de EEH

MHI desarrolló una recapitulación de las Actas de la Comision Técnica de Pérdidas efectuadas hasta el 8

de abril de 2019, aclarando que el único aspecto no acordado durante la serie de reuniones, fue el que se

refiere al caso de las 80,477 actas con anomalías, de las cuales, EEH hace presente que, en su opinión,

debido a los cambios regulatorios formulados en las resoluciones CREE 071 y CREE 050, oficios CREE 262-

2018, oficios CREE 004-2019 e instrucciones escritas por parte de las Instituciones no se pudieron facturar.

MHI informó que, incorporados todos los acuerdos a la fecha, la Pérdida Remanente del Sistema de

Distribución de ENEE, al 30/11/18 queda en 28.00 %, lo que significa que respecto de la Línea Base fijada

al 30/11/16 (31.95 %) la Reduccion de Perdidas en dos años de operación ha sido 3.95 % y respecto de la

Perdida Remanente al 30/11/17 (27.90 %), la Reducción de Pérdidas en el Segundo Año de Operación ha

sido – 0.1 %.

Al respecto, el Ingeniero de EEH Sr. Atilio Rodriguez le consulta al ingeniero de ENEE, Sr. Ramon Martinez,

si acaso ese Balance de Energia incluye lo facturado por anomalías, ajustes y rectificaciones en el Sistema

de Gestion Comercial, para Segundo Año de Operaciones EEH.

El ingeniero Martínez expresa que no los incluye y que a la brevedad lo informara a MHI. Esta última tabla,

remitida por el Ing. Samuel Martinez es la que se muestra en la página 27.

Seguidamente, EEH explicó que el Balance de Energía del Segundo Año de Operaciones se vio afectado

por la no inclusión en el Sistema de Gestion Comercial de las 80,477 actas con anomalías, de las cuales,

EEH hace presente que, en su opinión, debido a los cambios regulatorios formulados en las resoluciones

CREE 071 y CREE 050, oficios CREE 262-2018, oficios CREE 004-2019 e instrucciones escritas por parte de

las Instituciones no se pudieron facturar, todo lo cual habría significado una Reducción de Pérdidas de

3.26 %.

El Ingeniero Atilio Rodriguez solicita que se incluyan los antecedentes expuestos en el documento

remitido a MHI en correo electrónico de fecha 12/04/2019, indicando que EEH cumplió con el cometido

de reducción de pérdidas y que, por lo tanto, tampoco procede la aplicación de multas.

Al respecto, MHI aclara que no es competencia de este Comité de Coordinación la aplicación o no de

multas al Operador, que eso es competencia de SAPP y que la forma de reembolso de inversiones tiene

su propio tratamiento, basado en la determinación de los ahorros provenientes de reducción de pérdidas,

deducidos de los flujos efectivos de fondo.

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Con relación al documento enviado por EEH a MHI, mediante correo electrónico de fecha 12/04/19, se

informa que con fecha 15 de abril de 2019, MHI envió al Gerente General en ejercicio de EEH la respuesta

al referido correo electrónico, cuyo texto, en lo principal, se refiere a que, en cada una de las reuniones

efectuadas, cada uno de los participantes, en forma individual o grupal, adecuaron la redacción de cada

una de las actas a lo que sus empresas querían dejar constancia, lo que se cumplió.

Por otra parte, MHI aclara que tal como consta en cada una de las actas, el Señor Jesús Mejia de ENEE no

participó en ninguna de las reuniones de expertos y el Señor Germán García de EEH, sólo participó los dias

5 y 27 de marzo de 2019. Los señores Arturo Iporre de MHI y Jose Talavera de SAPP, participaron en todas

las reuniones. Además, participaron los otros representantes que en cada reunión se indica,

pertenecientes a las entidades que se señalan.

Finaliza la respuesta de MHI, informando que aún falta por realizar la reunión de cierre de esta materia,

lo que MHI tratará en sesión del Comité de Coordinación Nº 21, que es la que en ese momento estaba en

desarrollo.

Finalmente, tanto los representantes de ENEE como de MHI, propusieron a los representantes de EEH,

que la materia relacionada con cambios regulatorios y sus efectos, se presente al Gerente General de

ENEE, para que por su intermedio sea consultada la CREE.

4.3 Anexo N°6 del Contrato

Respecto de esta materia, MHI informa que hasta esta fecha no existe un documento consensuado y

suscrito por las partes involucradas, que modifique la versión original del Anexo 6 del Contrato, razón por

la cual, el instrumento vigente de Anexo 6 es el que originalmente se suscribió.

Agrega MHI que los términos de modificación del Anexo 6, aprobados por el Comité de Coordinación,

posteriormente fueron presentados por MANITOBA HYDRO LNTERNATIONAL en sesión de Comité Técnico

Nº 73, celebrada el 28/11/2017, oportunidad en que, junto con aprobarlos, el Comité Técnico dispuso que

fueran incorporados en una proposición modificatoria de Anexo 6, lo que se hizo, enviando esta

proposición a la Unidad de Contingencias Fiscales de SEFIN y a la Superintendencia de Alianza Publico

Privada (SAPP). Esta proposición no fue aceptada por la SAPP, según Oficio Nº SAPP 098-2018 de techa

07/02/2018.

MHI informa que se ha preparado una nueva versión de Anexo 6 que incorpora las variables técnicas y

comerciales necesarias y suficientes para determinar la Reducción Mínima Anual de Pérdidas y que facilita

las conciliaciones ENEE-EEH en los balances de energía, con la aplicación de una Norma Técnica para

calcularlos. Este documento fue presentado a la SAPP y socializado con ella, con lo que se espera que

próximamente, en el marco del Contrato del Operador, se disponga de un nuevo Anexo 6.

Al respecto, el ingeniero Jose Talavera, representante de SAPP, informa que su entidad no ha resuelto

nada respecto de este documento y que se espera que próximamente habrá una respuesta.

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VISION DE EEH RESPECTO DEL PROCESO

Comentario 3 de MHI: El texto que a continuación se transcribe, preparado por EEH y remitido a MHI en correo electrónico de fecha 12/04/2019, no ha sido tratado en reuniones de técnicos, ni en reuniones del Comité de Coordinación, por cuanto la opinión de EEH se presenta en forma de acta, por conducto de su Gerente General en ejercicio en la fecha señalada, aludiendo que después de haber revisado el acta que MHI remitió, EEH ha encontrado que su posición principal no se plasmó, aún y cuando fue expresada por el Gerente General en ejercicio en dicha oportunidad, en varias reuniones por su persona y otros colaboradores, agregando que por tal motivo, EEH procedió a cambiar la estructura del acta e incluir su posición, así como los puntos discutidos que muestra el acta que MHI le remitió.

Termina el correo electrónico enviado por el Gerente General en ejercicio en dicha ocasión, agregando: “Por favor, sientan la libertad (MHI, ENEE y SAPP) de modificar, agregar o eliminar cualquier manifestación de su parte, sin modificar las posiciones de EEH. Por otro lado, el acta debe ser firmada por los representantes de la ENEE, EEH y MHI para que pueda tener validez. Termina diciendo que quedamos atentos a sus comentarios y confirmación para proceder a firmarla”.

Con fecha 15 de abril de 2019, MHI entregó al Gerente General de EEH la respuesta al referido correo electrónico, cuyo texto, en lo principal, se refiere a que, en cada una de las reuniones efectuadas, cada uno de los participantes, en forma individual o grupal, adecuaron la redacción de cada una de las actas a lo que sus empresas querían dejar constancia, lo que se cumplió.

Finaliza la respuesta de MHI, informando que aún falta por realizar la reunión de cierre de esta materia, lo que MHI tratará en sesión del Comité de Coordinación Nº 21, reunión que posteriormente se efectuó el 25/04/19.

A continuación, se transcribe la proposición de EEH.

FECHAS: De noviembre 2018 a marzo del 2019

PARTICIPANTES: Arturo Iporre por MHI, José Talavera por SAPP, Jesús Mejía por la ENEE y German García por EEH.

Comentario 4 de MHI: Tal como consta en cada una de las actas transcritas en el numeral 4 del presente informe, denominado REUNIONES DE LA COMISION DE PERDIDAS, el Señor Jesús Mejia de ENEE no participó en ninguna de las reuniones de expertos y el Señor Germán García de EEH, sólo participó los dias 5 y 27 de marzo de 2019. Los señores Arturo Iporre de MHI y Jose Talavera de SAPP, participaron en todas las reuniones. Además, participaron los otros representantes que en cada reunión se indican, pertenecientes a las entidades que se señalan.

PRIMERO: EEH manifiesta que en fecha 11 de enero del 2019 remitió la Carta EEH-GG-2019-01-008 al Licenciado Sr. Rafael Medina en su condición de Secretario del Comité Técnico del Fideicomiso del Contrato APP de Distribución, mediante la cual se presentaron varios escenarios del Balance Energético para el segundo año. A la fecha no se ha recibido respuesta de dicha carta.

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Comentario 5 de MHI: Los factores que motivaron la planificación de la serie de reuniones de profesionales que participaron en el proceso fueron, entre otros, la carta EEH-GG-2019-01-008 del 11/01/2018.

EEH continúa explicando que el propósito de haber presentado varios escenarios se debía a que, durante la ejecución del contrato, acontecieron diferentes factores exógenos que afectaron los términos y condiciones del contrato, en el sentido que el balance energético se impactó de manera negativa en perjuicio de EEH. Presentando los diferentes escenarios, se puede apreciar más fácilmente el efecto que tuvo cada factor en el Balance Energético.

Estos factores exógenos fueron los siguientes:

1. Cambios discriminatorios en la legislación:

a. En noviembre del 2017, se derogó el Reglamento del Servicio Eléctrico de 1964, el cual estaba

vigente al momento de la formalización del Contrato APP. En consecuencia, entro en vigencia

del Reglamento del Servicio de Distribución Resolución CREE-050 en noviembre de 2017. Esto

tuvo un impacto de 38,629,800 kWh en perjuicio de la ENEE y de los indicadores contractuales

que debe cumplir EEH según el Contrato APP;

b. Modificación del Reglamento del Servicio de Distribución Resolución CREE-071 en mayo de

2018. Esto tuvo un impacto de 94,157,250 kWh en perjuicio de la ENEE y de los indicadores

contractuales que debe cumplir EEH según el Contrato APP;

2. Instrucciones de la Autoridad Gubernamental consistentes en las siguiente:

a. ENEE

b. SAPP

c. CREE

3. Caso fortuito o fuerza mayor por factores socio - políticos que impidieron que EEH pudiera

desempeñar y cumplir con sus labores operativas y administrativas.

El impacto de los factores exógenos fue comunicado al Comité Técnico de manera oportuna en la comunicación EEH-GG-2019-01-008, y que, en base a la Cláusula Trigésima Octava del Contrato APP, implica una modificación al Contrato más la compensación correspondiente.

En virtud de lo anterior, EEH procede a presentar el Balance Energético basado en la Metodología que se utilizó para el primer año, la cual fue certificada y validada por ENEE-MHI-SAPP y EEH en diversas reuniones, con las proyecciones correspondientes si los factores exógenos antes indicados no hubieran afectado los términos y condiciones del Contrato:

BALANCE ENERGÉTICO DEL SEGUNDO AÑO (Sin el impacto de los factores exógenos)

EEH señala que las pérdidas reducidas para el segundo año según este Balance Energético son de 3.26 %, que sumados a las pérdidas reducidas del primer año ascienden a 7.32 %, por lo cual EEH sostiene que se cumple con la meta de reducción de pérdidas de 7% en los dos primeros años del Contrato APP.

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EEH procedió a enumerar lo que este Balance Energético incluye:

1. Las entradas conciliadas entre EEH y la ENEE;

2. La venta base conciliada entre EEH y la ENEE;

3. Errores de Facturación significativos conciliados entre EEH y la ENEE;

4. La energía consumida por las 143 Zonas de Difícil Gestión (ZDG) aprobadas por el Comité Técnico.

Existen 6 ZDG que están verificadas con la ENEE y que únicamente está pendiente la formalización del acta respectiva, por ende, no se han incluido en este año;

5. La energía consumida por los Proyectos y Comunidades irregulares;

6. El total de la energía consumida por el catastro de Alumbrado Público entregado por EEH a la

ENEE en octubre del 2017;

7. La energía consumida por los parques y canchas incluidos en el Decreto Legislativo 13-2016;

8. Irregularidades facturadas;

9. Irregularidades no facturadas (80,477 actas) debido a los cambios discriminatorios en la

legislación y las instrucciones giradas por la Autoridad Gubernamental detalladas anteriormente;

10. La resta de la energía de las rectificaciones comerciales procedentes;

11. La resta de la energía correspondiente a los clientes denominados “Señor Usuario” que no han

pagado su factura; y

12. La resta de la energía correspondiente a los clientes conectados en alta tensión.

Nota: EEH manifiesta que de este balance energético se ha excluido la energía correspondiente a las rectificaciones que se tuvieron que realizar debido a los cambios discriminatorios en la legislación y por las instrucciones giradas por la Autoridad Gubernamental aun procediendo en el marco regulatorio vigente. Asimismo, EEH deja constancia que: 1) Continuarán levantándose actas por irregularidades que no se podrán facturar debido a los factores exógenos antes relacionados, pero que continuarán afectando el balance energético del año 3 en adelante, y por ende, es necesario ajustar el contrato y realizar las compensaciones correspondientes conforme a la Cláusula Trigésima Octava del Contrato APP; y 2) Existen 10,511 actas que se deben facturar, pero se encuentran retenidas en virtud de las instrucciones giradas por la Autoridad Gubernamental, mismas que una vez autorizadas, se procederán a liquidar ingresándose en el sistema de facturación, lo cual tendrá un efecto para el año 3.

MHI y la ENEE manifestaron que reconocen que, ha habido cambios en la legislación, instrucciones de la Autoridad Gubernamental y eventos socio políticos. Sin embargo, argumentan que ellos no tienen la facultad para validar, aprobar o improbar el impacto de estos factores en el Balance Energético dado que

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consideran que para que ellos puedan proceder a evaluarlos, necesitan autorización, misma que debe basarse en un dictamen legal. Esto excede sus facultades ya que la presente comisión es de carácter técnico. Por otro lado, MHI y la ENEE manifestaron que ellos no pueden proceder a revisar esas 80,000 actas.

En virtud de lo anterior, MHI y la ENEE expresaron que su posición es que el balance energético para el segundo año solo debe contener lo que se encuentra en el Sistema IBM 390, así como incluir la revisión de ciertos componentes, y, por ende, no pueden proceder a revisar ni considerar los impactos que los factores exógenos causaron en el Balance Energético.

La SAPP dejó constancia que, en su opinión, no se deben incluir irregularidades en el balance energético, y que esto también fue expresado por escrito por MHI en su momento. En consecuencia, la SAPP deja constancia que no están de acuerdo a que se incluyan las irregularidades en los balances energéticos.

EEH expresó que ya estamos en el quinto mes del Año 3, por lo que, en aras de llegar a una conciliación a la mayor brevedad posible, está de acuerdo a considerar un Balance Energético como lo plantea MHI y la ENEE, así como a revisar otros componentes, siempre y cuando, no se interprete esta conciliación como una renuncia tácita o expresa a los resultados que arroja el Balance Energético del Segundo Año (Sin el impacto de los Factores Exógenos) presentado por EEH, que evidencia una reducción de pérdidas para el segundo año de 3.26 %, y que sumados a las pérdidas reducidas del primer año ascienden a 7.32 %, por lo cual EEH sostiene que se cumple con la meta de reducción de pérdidas de 7% en los dos primeros años del Contrato APP, y en consecuencia no procede multa y/o intervención del contrato.

ACUERDO

Después de discutir el tema ampliamente, MHI, la ENEE y EEH acordaron proceder a conciliar el balance conforme al planteamiento de MHI y la ENEE, remitir este balance así como el presentado por EEH, al órgano superior, dejando constancia de que EEH manifiesta que únicamente tomará en consideración esta conciliación, siempre y cuando no se interprete como una renuncia tácita o expresa a los resultados que arroja el Balance Energético del Segundo Año (Sin el impacto de los Factores Exógenos) presentado por EEH, que evidencia una reducción de pérdidas para el segundo año de 3.26 %, y que sumados a las pérdidas reducidas del primer año ascienden a 7.32 %, por lo cual EEH sostiene que cumple con la meta de reducción de pérdidas de 7% en los dos primeros años del Contrato APP, y en consecuencia no procede multa y/o intervención del contrato.

SEGUNDA: En seguimiento a lo acordado en el punto anterior, las partes procedieron a conciliar las líneas del balance energético conforme al planteamiento de MHI y la ENEE:

1. Alumbrado público

Antecedentes:

EEH presentó a la ENEE un catastro de alumbrado público en octubre de 2017, por un total de 26,683,895 kWh.

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ENEE y la CREE, en ausencia de EEH, acordaron que el valor inicial del catastro era de 25,552,995 kWh, valor sin las lámparas encendidas las 24 horas.

La CREE concluyó y recomendó la aprobación de un valor provisional de 23,890,118 kWh, debido a que decidió excluir las lámparas de alta potencia y las lámparas encendidas las 24 horas, siguiendo los lineamientos que establece la Ley General de la Industria Eléctrica en su Artículo 18 (En ningún caso se trasladarán al consumidor final, vía tarifas, las ineficiencias operacionales o administrativas de las empresas públicas, privadas o mixtas del subsector eléctrico, sean éstas de generación, transmisión o distribución)

Consideraciones:

EEH manifiesta que el mantenimiento y operación del alumbrado público no es su responsabilidad, por lo tanto, considera que para el tema de balance de energía se deben considerar el consumo real de las lámparas que es de 26,683,895 kWh.

ACUERDOS:

A. Para efectos de conciliación se acuerda que, para el balance de energía del año 2, se utilice el valor provisional de alumbrado público recomendado por la CREE en junio de 2018 según oficio de la CREE-147, que asciende a 23,890,118 kWh, como valor base mensual aplicado a partir del 1 diciembre de 2017, debido a que la fecha de presentación del catastro por parte de EEH fue en el mes de diciembre de 2017.

B. Para efectos de conciliación se acuerda que, de la energía adicional asociada a las lámparas que están encendidas las 24 horas del día, solo se incluiría en el balance el 60% del valor calculado, considerando un error del 40%, de acuerdo con lo recomendado por MHI. La energía se incluirá a partir de diciembre de 2017 y de acuerdo con el inventario realizado y enviado por EEH en octubre de 2017. EEH deja constancia que, hasta la fecha, solo se cuenta con un informe presentado por MHI referente al levantamiento de activos en el sistema de distribución (Carta MHI-2019-003 de 8 de enero 2019), en el cual el factor de aceptación de levantamiento es de 84.75%, siendo el error del 16.25% mas no del 40% recomendado por MHI.

C. Respecto al Decreto Legislativo 13-2016 (Canchas y Parques):

Parques: Para efectos de conciliar y solo por esta vez, se acordó que, para calcular la energía

correspondiente a los parques, se utilice la cantidad de doce (12) horas de uso del Alumbrado Público y que se afecte por un factor de error del 40%, de acuerdo con lo recomendado por MHI. La energía se incluirá a partir de diciembre de 2017 y de acuerdo con el inventario realizado y enviado por EEH en octubre de 2017. EEH deja constancia que hasta la fecha solo se cuenta con un informe presentado por MHI referente al levantamiento de activos en el sistema de distribución (MHI-2019-003 de 8 de enero 2019) en el cual el factor de aceptación de levantamiento es de 84.75%, siendo el error del 16.25% mas no del 40% recomendado por MHI.

Canchas: Para efectos de conciliar y solo por esta vez, se acordó que, para calcular la energía correspondiente a las canchas deportivas, se utilice la cantidad de cuatro (04) horas y que se

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afecte por un factor de error del 40%, de acuerdo con lo recomendado por MHI. La energía se incluirá a partir de diciembre de 2017 y de acuerdo con el inventario realizado y enviado por EEH en octubre de 2017. EEH deja constancia que hasta la fecha solo se cuenta con un informe presentado por MHI referente al levantamiento de activos en el sistema de distribución (Carta MHI-2019-003 de 8 de enero 2019) en el cual el factor de aceptación de levantamiento es de 84.75%, siendo el error del 16.25% mas no del 40% recomendado por MHI.

EEH manifiesta que la ENEE debe comprometerse a mantener actualizado el inventario de alumbrado público y el estado de las lámparas, en un sistema de gestión que pueda ser verificado por EEH.

EEH se compromete a enviar a más tardar el mes de mayo a la ENEE para que traslade a la CREE para su aprobación un procedimiento de actualización de alumbrado público, para que se pueda realizar mensualmente de manera oportuna y que incluya el incremento o disminución de inventario de luminarias, así como las que están encendidas en el día.

2. Zonas de difícil Gestión (ZDG).

Antecedentes:

De acuerdo con el acta de conciliación de energía por concepto de zonas de difícil gestión (ZDG), proyectos y comunidades ilegales del primer año, de fecha 30 de noviembre de 2017, se habían aprobado por el Comité Técnico 109 ZDG, cuya energía ascendía a 41,061,781 kWh, valor acumulado entre diciembre 2016 y noviembre 2017. Dentro de esa energía, está incluido el cálculo de una energía consumida no facturada correspondiente a los seis (6) meses previos a la identificación.

En acta de 4 de mayo 2018 se estableció en conjunto MHI-ENEE-EEH el procedimiento para incorporar las nuevas ZDG al balance.

Durante 2018, EEH notificó a ENEE, 37 ZDG nuevas en febrero y en septiembre del mismo año.

ACUERDOS:

Para efectos de conciliación, se acuerda aceptar las 146 ZDG que el Comité Técnico aprobó para efectos de balance de energía, aplicado desde la fecha que se entregó a la ENEE, restando los consumos de aquellos clientes que se encuentren en el sistema de facturación.

Para efectos únicos de conciliación, se acuerda que la energía reportada no incluya ni la energía consumida no facturada correspondiente a los seis (6) meses previos a la declaración de las nuevas ZDG, ni los ajustes que debían hacerse en el caso en que al instalar la medida se obtuviera mayor consumo que el estimado previamente.

La energía correspondiente a las nuevas ZDG que identifique EEH, serán incluidas en los balances a partir de la fecha en que EEH las presente a la ENEE.

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Para efectos de conciliación, se acuerda que de la energía medida en la macro medición de las ZDG se descuente la energía asociada a las claves que va a reportar ENEE como incluida dentro de esas Zonas, pero que aún no han sido revisado por parte de este comité, debido a que ENEE no había entregado tal información, y que el resultado de esa revisión será aplicado al balance energético del tercer año.

EEH tiene verificado que la energía facturada individualmente a predios ubicados dentro de las ZDG durante el segundo año de operaciones es de 4,333,769 kWh

Nota: se han verificado algunas de las claves reportadas por ENEE el jueves 28/3/2019 a las 12:42 pm, dentro cuales se ha encontrado incongruencias.

3. Proyectos y comunidades irregulares.

Antecedentes:

Como producto del plan de barrido de media tensión durante el primer año de ejecución del contrato, se detectaron 444 transformadores de distribución, correspondientes a comunidades, en los que todos sus usuarios estaban conectados de forma ilegal a la red de distribución.

En el balance del año uno, se incluyeron 5,359,112 kWh, correspondientes a esas comunidades, que incluyen la energía consumida no facturada de seis (6) meses antes de la identificación del transformador.

EEH manifiesta que descontando los consumos de energía de aquellas comunidades que se fueron normalizando durante el segundo año, los transformadores detectados en el primer año representaron 7,279,329 kWh durante el segundo año. Así mismo, durante el segundo año de ejecución se identificaron 1,730 transformadores adicionales que equivalen a una energía de 14,758,950 kWh y que tienen asociada además una energía consumida no facturada de 12,160,716 kWh, por ende, para el segundo año la energía de estos proyectos y comunidades irregulares asciende a 34,198,995 kWh.

El supervisor en conjunto con ENEE manifiestan que para el segundo año no se reconocerán estos 34,198,995 kWh debido a que ellos consideran que EEH debió normalizar todas las comunidades inmediatamente fueran identificadas, que esas comunidades están conectadas a la red de distribución e incluidas en los levantamientos de red efectuados por EEH y por lo tanto, es responsabilidad de EEH hacer las adecuaciones necesarias en las mismas y además, porque dicha energía no representa flujo financiero para ENEE. En respuesta EEH argumenta que, no todas las comunidades cumplen con el procedimiento de legalización de proyectos de la ENEE y que otras no tienen las condiciones técnicas requeridas para ser parte de una red de distribución. Así mismo, EEH sostiene que se debe de apegar a la metodología del primer año.

ACUERDOS:

Para efectos de conciliación, se acuerda que, no se incluyan dentro del balance de energía estos proyectos. Sin embargo, se acuerda asignar un presupuesto de inversión para el tercer año para la normalización de estas comunidades. ENEE y EEH, en conjunto, deben identificar los proyectos y presentárselos al Comité de Coordinación para su aprobación.

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4. Señor usuario:

Antecedentes

Por medio del proceso de Lecturas se identificaron suministros que estaban consumiendo energía de manera ilegal; fueron alrededor de 24,000 suministros en esta condición. Se realizó la creación de cuentas colocando como nombre del cliente “Señor usuario” y se facturaban por medio de un estimado, el cual fue valorado por el lector según las características del inmueble y el censo de carga encontrado. Posterior al ingreso masivo de estos suministros al sistema de gestión comercial, inicia el plan de normalización y/o captura de información para poder registrar el nombre del cliente.

En el primer año se acordó que se incluiría únicamente la energía de aquellos usuarios que registraran pago o que tengan actualizado su nombre.

Para el segundo año, al cierre de noviembre 2018, quedaron 3,166 suministros, cuya energía consumida facturada corresponde a 5,314,955 kWh (acumulado del año), energía que no se tendría en cuenta en el balance del segundo año, ya que no se regularizó la titularidad del suministro y no hay pago del cliente registrado en sistema.

ACUERDOS

Se ratifican los acuerdos del primer año respecto de que no se incluya en el balance la energía facturada de suministros “Señor usuario” a los que no se les ha cambiado el nombre y que no hayan realizado pagos en sus cuentas.

5. Irregularidades.

Antecedentes

Desde la misma propuesta presentada por el Inversionista Operador y de acuerdo con la reglamentación vigente en aquella época en Honduras, se consideró que la liquidación y facturación de la energía consumida no facturada hace parte sustancial del proceso de recuperación y de reducción de pérdidas.

Dentro de las obligaciones del Inversionista Operador contenidas en el Contrato APP se incluyen la liquidación y facturación de las energías consumidas no facturadas.

Para el primer año de operaciones se facturaron 184,154,789 kWh de ajustes por energía consumida no facturada a clientes que se les encontraron anomalías en el suministro eléctrico. Se facturaron -41,378,086 kWh debido a errores en el proceso de facturación, resultando una energía neta en el sistema de gestión comercial de 142,776,703kWh.

Para el segundo año de operaciones se facturaron 8,175,857 kWh de ajustes por energía consumida no facturada por errores de facturación y 120,553,580 kWh de ajustes por energía consumida no facturada por anomalías, sumando un total de ajustes en el sistema de 128,729,437 kWh. En el mismo período se rectificaron -47,319,478 kWh por errores comerciales y -72,334,220 kWh por instrucciones de diferentes autoridades gubernamentales, así como por los cambios discriminatorios en la legislación, registrando un total de -119,653,698 kWh.

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ACUERDO

Para efectos de conciliación, se acuerda aceptar el valor neto que se puede obtener en el sistema IBM 390 verificado por ENEE y EEH, que asciende a un valor de 9,075,739 kWh, no incluyendo 80,477 actas de irregularidades no facturadas que no se pudieron ingresar por los factores exógenos detallados en el punto PRIMERO de esta acta.

En virtud de lo conciliado anteriormente, y sujeto a lo manifestado por EEH en el punto primero de esta acta se plantea el siguiente Balance Energético:

BALANCE ENERGÉTICO DEL SEGUNDO AÑO

(Planteamiento de MHI y la ENEE con la revisión de ciertos componentes)

TERCERO: La Partes ratifican remitir al órgano superior los dos Balances contenidos en esta acta para su decisión al respecto:

1. BALANCE ENERGÉTICO DEL SEGUNDO AÑO (Sin el impacto de los Factores Exógenos) presentado por EEH, pero conciliado parcialmente con MHI y la ENEE, el cual se encuentra en el punto PRIMERO de esta acta; y

2. BALANCE ENERGÉTICO DEL SEGUNDO AÑO (Planteamiento de MHI y la ENEE con la revisión de ciertos componentes) conciliado con EEH, el cual se encuentra en el punto SEGUNDO de esta acta.

EEH ratifica que únicamente aceptará el BALANCE ENERGÉTICO DEL SEGUNDO AÑO (Planteamiento de MHI y la ENEE con la revisión de ciertos componentes), siempre y cuando no se interprete como una renuncia tácita o expresa a los resultados que arroja el Balance Energético del Segundo Año (Sin el impacto de los Factores Exógenos), presentado por EEH y que evidencia una reducción de pérdidas para el segundo año de 3.26 %, que sumados a las pérdidas reducidas del primer año, ascienden a 7.32 %, por lo cual EEH sostiene que cumple con la meta de reducción de pérdidas de 7% en los dos primeros años del Contrato APP, y en consecuencia, no procede multa y/o intervención del contrato.

EEH plantea también que al presentar ambos escenarios antes mencionados de balance de energía se encuentra una diferencia en energía de 279 GWh, valor que aproximadamente asciende a $46,872,000 millones de Dólares de Estados Unidos de América, que está dejando de percibir la ENEE producto de estas decisiones.

Asimismo, las partes acuerdan que emitirán una comunicación en conjunto para informar al público en general el resultado de las diferentes mesas de comité de perdida y las conclusiones contenidas en esta acta.

EEH manifiesta que únicamente aceptará el balance conciliado en el punto segundo esta acta sin concurre lo siguiente:

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1. No se impute multa a EEH con relación al segundo año de operaciones, en virtud de los factores exógenos que afectaron negativamente el balance en perjuicio de EEH y con fundamento en la Cláusula 38 del Contrato APP;

2. Se modifique el Anexo 6 del Contrato APP, antes del 31 de mayo del 2019, en el cual se deberá incluir una nueva senda de reducción de pérdidas de energía y otras condiciones que correspondan; y

3. Se pague, antes del 31 de mayo del 2019, el valor correspondiente a las inversiones realizadas por

EEH en el segundo año que asciende a Cincuenta y Siete Millones Quinientos Veintidós Mil Cuatro Dólares de Estados Unidos de América ($57,522,004)

CONCLUSIONES DEL PLAN DE REDUCCION DE PERDIDAS

Analizados los resultados en materia de Reducción de Pérdidas, a dos años y ocho meses desde el inicio

de las operaciones de EEH, se concluye que el Plan de Reduccion de Perdidas del Fideicomiso de

Distribucion de ENEE, obviamente no ha tenido los resultados proyectados. En efecto, EEH en el Segundo

Año de Operaciones no ha reducido ni ha aumentado la pérdida de electricidad del Sistema de

Distribucion de ENEE.

En opinión de MHI las razones han sido las siguientes:

El conflicto societario al interior de EEH, terminó transformándose en un problema financiero para

el Operador, por cuanto, es probable que, recursos que estaban destinados a financiar

inversiones, hayan sido destinados a financiar el costo económico de la solución de este conflicto.

El costo económico del conflicto societario, aumentó el riesgo de EEH ante los bancos,

reduciéndose las posibilidades de apalancar con créditos bancarios los proyectos de inversión.

Como consecuencia de lo anterior, EEH no ha cumplido con las inversiones comprometidas.

Al no cumplir EEH con las inversiones comprometidas, la consecuencia es que no ha cumplido con

las metas de Reducción de Pérdidas comprometidas contractualmente.

El Contrato del Operador considera pagar al Operador las inversiones con los ahorros

provenientes de la Reduccion de pérdidas, para lo cual, se requiere un Plan de Reducción de

Pérdidas sostenible en el tiempo, que produzca efectos acumulativos de beneficios y que permita

a ENEE solventar los pagos.

El Plan de Inversiones ofrecido por EEH se encuentra contra flujo, es decir, las mayores

inversiones están comprometidas para los primeros años y son decrecientes en el tiempo, en

circunstancias que la mejora de los flujos financieros no es decreciente como el Plan de

Inversiones comprometido, al contrario, es incremental.

Lo anterior representa un problema para la ENEE, en cuanto a no disponer de mayores recursos

de flujo financiero (caja) para pagar estos costos de inversión.

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En cuanto al Proceso de Reducción de Pérdidas, se observa que se ha basado en un programa de

instalación y reemplazo de medidores, que si bien es cierto es fundamental, debe contener

además análisis de pérdidas por circuitos.

El Plan de Reduccion de Perdidas por circuitos, debe concentrarse en atacar primeramente

aquellos circuitos que tengan mayor porcentaje de pérdidas, agregada una adecuada selección de

clientes a inspeccionar, clasificados por volúmenes de ventas.

En cuanto a la calidad de las instalaciones de acometidas, equipos de medición Indirecta,

Semidirecta y Directa, MHI ha podido verificar que esta actividad es deficiente.

El porcentaje de error en medición focalizada del Primer Año resulto ser 12.51 %.

En el Segundo Año el porcentaje de error en medición focalizada está resultando en torno al 30%.

El Consultor Experto en Medición de MHI, ha preparado informes exponiendo a los técnicos de

EEH los problemas de calidad de las instalaciones en medición indirecta y semidirecta, sin

embargo, las nuevas inspecciones de terreno muestran que la calidad no ha mejorado.

Lo anterior, se observa en que no se cumplen las normas de colores de conductores, normas de

puesta a tierra y protección física de las nuevas instalaciones, traduciéndose esto en

intervenciones de los clientes, con las consecuencias de aumento de Consumos No registrados y

daños a los equipos de medición y cableados.

En el Primer y Segundo Año de Operaciones, se privilegió la solución de reducción de pérdidas

con campañas y programas de instalación y reemplazo de equipos de medida, reemplazos de

equipos de medidas con transformadores de corriente sobredimensionados, Catastro de

Alumbrado Público y medición de Zonas de Dificil Gestión (ZDG’s). Efectivamente, durante el Segundo Año de Operaciones el Estado Hondureño ha tomado

decisiones que han afectado la facturación, pero en materia de reducción de pérdidas, EEH

propende que le sean reconocidos los efectos retroactivos de las anomalías levantadas en actas

(6 meses), solución no aceptada oficialmente por SAPP.

La aplicación de efectos retroactivos del levantamiento de actas por irregularidades, es permitida

por la Regulacion vigente y corresponde incorporarlo a la facturación, pero, el incorporarlo en

balance de pérdidas, produce un efecto perverso, que se traduce en que el operador no cumpla

con el Plan de Inversiones.

RECOMENDACIONES PARA EL TERCER AÑO DE OPERACIONES

Para el Tercer Año de Operaciones, se requiere implantar un Plan de Acción macizo e informado,

que incluya acciones priorizadas en función de su efectividad. Plan de Acción por Circuitos, calificados en un ranking de mayor a menor % de pérdidas.

Agregado al Plan por Circuitos, aplicar segmentación de clientes, priorizados por Demanda

Máxima, Consumo Promedio Anual y Mensual y Volúmenes de Facturación monetaria.

Luego, establecer Líneas de Acción, tales como Campañas de Inspecciones Técnicas,

Levantamiento de Actas de Irregularidades, Verificacion de Constantes de Medidores de grandes

clientes, Verificacion y Comprobación de Medidores, Detección y Normalización de Clientes no

Incorporados al Sistema de Gestión Comercial, Instalación y Reemplazo de Equipos de Medida,

Normalización de Proyectos Pendientes de Recepción, Análisis de Consumos en el Sistema de

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Gestion Comercial, Análisis de Factores de Carga de Grandes Clientes, Acciones Legales contra de

las empresas o entidades responsables de los hurtos de energia.

Para clientes masivos, es necesario implementar planes integrales de gestión social, con

campañas de educación a los consumidores, a través de colegios y entidades de acción social.

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10.3.1. FICOHSA solicita a ENEE validar Dictamen MHI-049

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10.3.2. GG-942-2019/ENEE No Valida Dictamen MHI-2019-049

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10.3.3. Impugnación EEH a Dictamen MHI y validación ENEE

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10.3.4. MHI-2019-067 / Respuesta a Impugnación EEH

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10.3.5. Consideraciones EEH a nota MHI-2019-067

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10.3.6. Descargo de Responsabilidad MHI en Sesión 98 CT

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10.4. Custodia Hardware y Software del SGC InCMS

Existe una preocupación importante en los ejecutivos de ENEE y de EEH por la custodia del Hardware,

Software y Base de datos del Sistema de gestión Comercial InCMS.

Cabe destacar, que consultado por MHI el Vicepresidente de Fideicomisos de Banco FICOHSA, Lic. Rafael

Medina, expreso verbalmente que, en principio, su opinión es que estas componentes deberían radicar

en custodia de ENEE, por ser esta empresa la propietaria de los bienes, razón por la cual, MHI ha sostenido

reuniones con representantes de TI y con otros ejecutivos de ambas empresas, que tienen relación con

esta materia.

A continuación, se anexan y transcriben documentos que servirán de base para que próximamente MHI

emita un informe a ser presentado en el Comité Técnico.

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10.4.1. Carta EEH-GG-01-2019-243

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10.4.2. Plataforma Actual del InCMS (Documento de EEH)

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10.4.3. Correo electrónico del Gerente de TI de EEH (15/08/19) Agradecemos el interés que Manitoba como Supervisor ha expresado sobre el correcto desarrollo del contrato con INDRA, de acuerdo a los lineamientos establecidos por el Comité Técnico. Así mismo, somos conscientes de la preocupación que ENEE tiene con respecto a que un fluido funcionamiento del sistema inCMS es vital para el cumplimiento del objeto contractual Estamos actualmente en un punto culminante de la negociación con los representantes de INDRA y es por ello que debemos dedicar todos nuestros esfuerzos actuales, además de operar con el inCMS y los demás sistemas de la Operación, en cerrar este proceso. Este contrato se hace directamente entre las partes, EEH como Contratante e INDRA como Contratista y debe asegurar las funcionalidades para el debido cumplimiento del contrato APP. Es importante indicar que la contratación con INDRA incluye:

- Personal del proveedor en sitio

- Personal de INDRA remoto

- Acuerdos de Nivel de Servicio

- Alcance (módulos y funcionalidades)

- Transferencia de Conocimiento

- Administración y Control de Bases de Datos, Servidores.

- Control del Proceso Pase Batch

- Consultas, Reportes.

Todo esto se realiza con el objetivo de no repetir la mala experiencia de contratos anteriores, donde el proveedor no ha cumplido las expectativas. Así pues, le solicitamos, reunirnos luego del martes 20, para indicar cómo se acordó cada uno de los puntos de negociación en el contrato. Para ello, les solicitamos la agenda de trabajo respectiva para preparar la documentación y el personal para responder adecuadamente a sus interrogantes.

10.4.4. Correo electrónico del Gerente de TI de ENEE Los puntos importantes que nos preocupan enormemente son:

1. La falta de notificación de EEH en confirmar la entrega de la administración y control de la base de datos tal y como lo expresaron en la reunión el día 26 de julio. Siendo un punto muy

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importante, a la fecha 2 de agosto se envió correo solicitando retroalimentación y a la fecha no se ha contestado.

2. Administración de Base de Datos por parte de INDRA. Siendo la BD un activo de la ENEE y cuando INDRA no tiene relación directa comercial con la ENEE.

3. Entrega de reportes y consultas requeridos pos diferentes áreas administrativas, operativas y técnicas de la ENEE.

4. Manual de Entidad-Relación y Diccionario de Datos de la nueva conformación del InCMS que sostiene la información de la ENEE.

5. Compromisos de EEH para obtener de INDRA todo lo requerido para el soporte y continuidad del negocio.

10.4.5. Informe Preliminar Experto TI de MHI

1. TEMA MHI Revisión de Supervisión – Revisión de los Problemas Actuales Relacionados a las Aplicaciones Comerciales EEH / ENEE 2. ANTECEDENTES EEH procedió con la puesta en producción completa del SGC InCMS INDRA en Julio de 2019. Esta nueva aplicación reemplazo el IBM CIS heredado de ENEE. El sistema InCMS es la versión 2.0, que ENEE le hereda a EEH, proceso que se lleva a cabo por parte de ENEE e INDRA con las especificaciones y configuraciones de EEH. El nuevo CIS incluye el desarrollo de interfaces de la fase uno, lectura de medidores, facturación de clientes y procesos de pagos del cliente y aplicaciones con relación a la aplicación InCMS (versión 2.0). Con el InCMS en producción, EEH necesita atacar varios temas pendientes de administración, aplicación e infraestructura para asegurar que el operador pueda proveer los beneficios esperados del nuevo sistema. 2. ANALISIS A DETALLE DE LAS PROBLEMATICAS PENDIENTES EEH y ENEE necesitan llegar a un acuerdo comun sobre la estrategia CIS de este punto en adelante, ahora que la aplicación 2.0 está completamente en producción. Ésta estrategia es clave para atacar diferentes temas relacionados al CIS incluyendo licenciamiento de software, soporte, alojamiento de infraestructura, operaciones, mejoras planificadas para la aplicación y actualización del producto o posible reemplazo. Esta estrategia compartida proveerá de un plano referencial para ambas empresas y el constante desarrollo de sus aplicaciones, de esta forma asegurando que un cambio de operador o reconsolidación del negocio de distribución a la ENEE sea lo más eficiente posible.

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EEH y ENEE deberán desarrollar y publicar de forma conjunta un documento de estrategia CIS que resuelva los siguientes temas: 1.0 - Licenciamiento InCMS: EEH ahora posee la documentación, especificando que ENEE tiene una

licencia corporativa y perpetua para usuarios ilimitados sobre el InCMS versión 2.0 del software y que EEH posee derechos de transferencia sobre estas licencias a un nuevo operador. Adicionalmente, EEH ha clarificado que una vez la aplicación InCMS 2.0 este en servicio, solo deberán asegurar los pagos de mantenimiento anual para poder calificar a un soporte de mantenimiento constante. No se tendrá que cubrir ninguna deuda de dichos pagos dado a que ENEE realizó la compra de estas licencias.

Sin embargo, EEH e INDRA no han negociado el acuerdo de mantenimiento y no han especificado que costos adicionales por licencias puedan tener que incurrir en caso de actualizar a la versión 4.7. Es importante tener estos temas bajo acuerdo comun, de tal forma que no afecte el soporte de mantenimiento y no impida proceder con la fase 3 del proyecto CIS (en caso de decidir acceder a la versión 4.7). También es importante que ambas organizaciones ENEE y EEH estén alineados con la estrategia de mantenimiento de licencias y que EEH siga sus obligaciones en esta área.

Recomendación: EEH deberá completar las negociaciones con INDRA para el mantenimiento de licencias del producto InCMS 2.0 recién implementado. EEH requerirá que el acuerdo de mantenimiento asegure que INDRA pueda proveer integridad constante del software y proveer de un camino de actualización para acceder al InCMS versión 4.7 en caso de ser requerido. 2.0 - Infraestructura InCMS: EEH y ENEE todavía deben llegar a un acuerdo a largo plazo sobre el

alojamiento y el manejo operacional de la infraestructura del InCMS. En este momento los servidores del InCMS se ubican en el cuarto de cómputo, en las oficinas principales de EEH y son operados y mantenidos por INDRA. MHI tiene preocupaciones constantes sobre el actual cuarto de computo en EEH, dado a que este no cuenta con un Sistema de Seguridad adecuado, dispositivos de seguridad y capacidades de respaldo de energia a este momento. Esto expone a otra aplicación corporativa clave y su hardware e infraestructura en riesgo operacional, dado a que su seguridad física y condiciones de alojamiento en el actual centro de cómputo, se encuentran por debajo del estándar. EEH tiene planes de desarrollar un centro de cómputos a nivel de producción como parte de la reubicación planificada de las oficinas principales a la nueva ubicación para finales de 2019. En ese momento planean mover los servidores del InCMS a la nueva ubicación y proveerán manejo y servicios operacionales para la infraestructura del InCMS con personal propio. Ha habido algunas discusiones entre EEH y ENEE sobre, si este sería un acuerdo aceptable hasta el momento que ENEE haya completado el desarrollo de su nuevo centro de cómputos, momento en el cual la infraestructura se reubicaría en las instalaciones de la ENEE y serian operadas por personal de ENEE. Sin embargo, este acuerdo no parece ser adecuado para las necesidades de cada empresa.

Hay varios factores claves que se deben considerar para lograr una decisión final sobre el alojamiento y la operación de la infraestructura InCMS. Como se detalla a continuación:

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ENEE es dueño de la información CIS y del activo – InCMS. Ellos son responsables por la precisión y confiabilidad de la información de clientes en el InCMS, incluyendo, cuentas por cobrar, facturaciones mensuales y pagos.

EEH es responsable por el rendimiento eficiente de la aplicación InCMS para que ellos provean del servicio al cliente contratado y que cumplan las metas requeridas.

La infraestructura InCMS es una aplicación corporativa clave y se necesita alojar, asegurar, manejar y operar en un ambiente de nivel de producción que asegure seguridad física y protección de alto nivel.

Recomendación: ENEE y EEH deben acordar una estrategia de corto y largo plazo, resolviendo el alojamiento y la operación de la infraestructura del InCMS. Basado en discusiones preliminares que MHI ha tenido con ambas empresas como se muestra a continuación:

ENEE alojará y operará la versión master de la aplicación InCMS, incluyendo la información y aplicaciones.

ENEE solo tendrá capacidades de consulta, permitiéndoseles realizar consultas a la versión master de la base de datos y descargar información en cualquier momento.

ENEE manejará los procesos de acceso a la versión master, pero estará restringido a consultar transacción para los usuarios identificados.

EEH alojará y operará una versión espejo de la base de datos y aplicación InCMS. EEH tendrá capacidad completa de actualizar, operar y correr el proceso de facturación como

lo requieren las demandas del negocio. EEH manejará los procesos de acceso a la versión espejo únicamente para actualizar y

consultar transacciones para los usuarios identificados. EEH va a proveer regularmente a ENEE con una lista de usuarios con identificación con sus

perfiles de acceso asignados. Todas las transacciones y actualizaciones a la aplicación InCMS se reflejarán en ambas

versiones de la base de datos y proveerá a EEH y ENEE de una capacidad de respaldo en caso de falla de cualquiera de las dos infraestructuras.

3.0 Transferencia de Conocimiento - INDRA (Incluyendo Documentación): El contrato de EEH sobre el

InCMS requiere que INDRA provea de una transferencia de conocimiento de la aplicación, previo a su puesta en servicio, para que EEH pueda proveer al sistema InCMS de mantenimiento y soporte con su propio personal. Adicionalmente, se requiere de esta transferencia de conocimiento para proveer a ENEE la información o documentación requerida para que se puedan producir reportes y auditorías al sistema InCMS según se requiera. Un requerimiento clave de ambas empresas, EEH y ENEE es el diccionario de información (datos) del InCMS que detallaría las tablas de la base de datos y la definición de los campos. Se requiere que INDRA provea esta información como parte de sus obligaciones contractuales. Desafortunadamente INDRA ha indicado que no cuentan con documentación formal actualizada en esta área para la versión 2.0. Solo existen 5 empleados de INDRA que proveen el soporte para esta versión y solo ellos tienen el conocimiento a detalle sobre esta información. EEH ha sido dependiente de este personal para obtener soporte constante en esta área incluyendo mantenimiento y reportería. EEH ha solicitado la

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información requerida por algún tiempo, pero el personal clave de INDRA no ha podido cumplir con este requerimiento hasta este momento.

ENEE también ha estado presionando a EEH por la documentación para que ellos puedan extraer la información solicitada, con el fin de crear sus propios reportes y por motivos de auditoria. Sin ninguna documentación, también ENEE que dependiente de EEH/INDRA para lograr sus requerimientos de reportería y a este tiempo INDRA no ha tenido el tiempo de entregar la documentación requerida.

Recomendación: EEH debe continuar insistiendo que INDRA provea de una transferencia de conocimiento según lo especifica el contrato de implementación. Esta transferencia de conocimiento incluyendo la documentación especificada, es crítica para que EEH y ENEE puedan mantener, operar, crear reportes y auditorías a la aplicación InCMS. Si INDRA no puede cumplir con sus requerimientos contractuales, EEH deberá considerar extender la retención de pago contractual y revisar posibles acciones legales para obtener conformidad. 4.0 - INDRA – Soporte InCMS: EEH ha renegociado el soporte por INDRA para las constantes operaciones,

mantenimiento y desarrollo de mejoras adicionales en el InCMS por los siguientes 4 meses. Actualmente no existe un contrato para un soporte al InCMS a largo plazo de INDRA.

Recomendación: EEH necesita desarrollar un plan a largo plazo para el constante soporte de INDRA de ser requerido. EEH podrá decidir soportar el producto por sí mismo, una vez que el contrato actual expire, pero esto requerirá asegurar que se tenga personal operacional, DBA y de mantenimiento entrenados en el sistema InCMS. De lo contrario, necesitarán decidir qué tipo de soporte a largo plazo se requiere de INDRA. 5.0 - Control de las Operaciones en el InCMS por EEH: INDRA no ha entregado el control de las operaciones

de la aplicación InCMS. Su control incluye 1) Administración básica de las instancias InCMS, 2) Administración de la base de datos de la aplicación y 3) Administración del acceso de seguridad del InCMS, incluyendo asignación de usuarios. EEH ha solicitado a INDRA que entregue algunas de estas actividades administrativas para que se tenga el control de la aplicación, pero INDRA no ha cumplido con esta solicitud hasta la fecha. EEH necesita tener el control de las actividades de acceso de seguridad para poder manejar eficientemente el rendimiento de los procesos de negocio CIS. Los requerimientos de acceso de usuario por personal de EEH y ENEE se han retrasado por largos periodos de tiempo dado a la falta de acción por INDRA. INDRA ha indicado que estará entregando estas funciones a EEH, pero ha estado muy ocupado con otras prioridades para poder satisfacer esta solicitud.

Recomendación: INDRA no tiene ningún fundamento contractual para asegurar cualquier tipo de control sobre la aplicación InCMS. EEH (como operador) y ENEE (como dueño del software e información del InCMS) deberían tener control total de la aplicación. INDRA necesita cumplir con las solicitudes de EEH relacionadas a control de accesos para usuarios y otras funciones como se requiere. EEH debe insistir

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inmediatamente que INDRA cumpla con estas solicitudes o nuevamente, EEH deberá considerar continuar la retención de pago del contrato y subsecuentemente una posible acción legal. 6.0 - Plan integrado a futuro para desarrollo de mejoras del InCMS 2.0 y plan a largo plazo de actualización

al InCMS 4.7 o implementación de otro CIS: El InCMS 2.0 es una aplicación CIS heredada, que no cumple con los requerimientos actuales de servicio al cliente y facturación de distribución. EEH podría decidir proceder con mayores mejoras en el futuro cercano, como una medida de corto plazo para mejorar las capacidades CIS. Sin embargo, EEH también está considerando mejoras del InCMS o la posible implementación de otra solución CIS, como su plan de largo plazo. ENEE también está revisando sus propios planes a corto y largo plazo para el CIS de distribución.

Recomendación: Es importante para ambas organizaciones trabajar en conjunto en su planificación para el CIS de distribución. Ambas organizaciones necesitan asegurar que las inversiones realizadas en estas aplicaciones provean de un soporte efectivo a las operaciones del negocio y permita una consolidación costo eficiente una vez que el contrato del operador termine y las dos organizaciones reconsoliden. 7.0 - Transferencia de información comercial financiera de EEH a ENEE. ENEE continúa experimentando

problemas en coordinación de la completación de la interfaz entre el InCMS EEH y el SAP ENEE. Esta interfaz es un requerimiento crítico para soportar sus procesos financieros administrativos y el compromiso mensual de proveer a tiempo la información de cuentas por cobrar al gobierno central. En ausencia de esta interfaz, EEH no ha sido capaz de cumplir con las fechar de entrega para entregar el reporte requerido por ENEE de la información mensual de los clientes con cuentas por cobrar. Este es un tema constante con INDRA brindando soporte para esta actividad. ENEE quisiera desarrollar sus propios reportes de las cuentas por cobrar, extrayendo información de la base de datos del InCMS, pero dado a la falta de documentación sobre la base de datos del InCMS (ver el numeral 3.0 superior) ha tenido que depender de EEH para obtener los reportes requeridos.

Recomendación: EEH debe establecer como prioridad la provisión a tiempo de los reportes de cuentas por cobrar requeridos por ENEE para el compromiso de reportería con el gobierno central.

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10.5. Procesos de Compra

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10.6. Comité de Coordinación Nº 22

ACTA REUNIÓN COMITÉ DE COORDINACIÓN Nº 22

En Tegucigalpa, Superintendencia de Alianza Público Privada (SAPP). Con fecha viernes dos (2) de agosto de 2019,

siendo las nueve de la mañana con treinta minutos (09:30 A.M.), en sala de reuniones de SAPP, se inicia la Vigésima

segunda (22) Reunión del Comité de Coordinación del Fideicomiso de Alianza Público – Privada para la Recuperación

de Pérdidas de Servicios Prestados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica ENEE para la Ejecución de la

Componente de Distribución y Flujo Financiero.

1. PARTICIPANTES

Asistieron los representantes que a continuación se indican, en representación de las entidades que se señalan:

ENEE: Allan Romero, Dennis Hernández y Martha Moncada

EEH: Ricardo Roa, Guillermo Arias, Alejandra Fonseca, Andrea Moncada y Samir Angarita

SAPP: Jose Talavera, Uriel David Cuntor y José Chávez

FICOHSA: Oscar Fuentes y Blanca Padilla

MHI: Arturo Iporre, Eduardo Saavedra y José León

2. AGENDA

1. Apertura de Sesión

2. Confirmación del Quórum

3. Lectura y Aprobación de la Agenda

4. Temas Único:

4.1 Propuesta de Reforma al Reglamento de Compras de EEH

5. Cierre de Sesión

3. CONFIRMACIÓN DE QUÓRUM – APROBACIÓN DE AGENDA

1. Confirmación de Quórum.

Confirmado.

2. Lectura y Aprobación de la Agenda

Aprobada la Agenda.

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4. DESARROLLO DE LA REUNIÓN

Respecto al Reglamento de Compras y Contrataciones de EEH, el Operador realizó una explicación general

de las modificaciones propuestas al Reglamento de Compras, destacando que el mismo pretende mejorar

en los siguientes aspectos:

Busca mayor transparencia

Ampliación de los aspectos denominados “Principios”.

Establecer plazos para los procesos

También EEH explicó que uno de los objetivos es la celeridad en los procesos de reembolso de inversiones.

Una vez concluida la participación de EEH, se consultó a los asistentes cuáles observaciones estaban en

condiciones de presentar a la Propuesta de Reforma al Reglamento de Compras de EEH.

ENEE planteó que no está de acuerdo con el Artículo 9 y el plazo para ENEE para revisar el Informe del

Supervisor.

Luego de analizar el tema observado por ENEE, se acordó retirar el Artículo 9, denominado Reembolso de

la Inversión y también se agregaron otras observaciones de detalle.

Luego de ser ampliamente debatido el tema, se solicitó a los asistentes con derecho a voto en el Comité

de Coordinación, votar para aprobar el Reglamento Propuesto, obteniéndose el voto de aceptación de

ENEE, EEH, SAPP y MHI, con lo que la Propuesta de Reforma al Reglamento de Compras presentada por

EEH queda como sigue, para ser presentada a aprobación del Comité Técnico:

REGLAMENTO DE COMPRAS Y CONTRATACIONES DE EMPRESA ENERGIA HONDURAS

PARA LA ADQUISICIÓN DE BIENES Y/O SERVICIOS, OBRAS Y CONSULTORÍAS DESTINADOS A INVERSIONES EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION

ARTÍCULO 1: OBJETO DEL REGLAMENTO. El presente Reglamento tiene por objeto establecer el procedimiento de compras para la adquisición de bienes y/o servicios, obras y consultorías destinados a Inversiones en el Sistema de Distribución; todo en el marco del CONTRATO DE ALIANZA PÚBLICO - PRIVADA PARA LA RECUPERACIÓN DE PÉRDIDAS EN LOS SERVICIOS PRESTADOS POR LA EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENEE), PARA LA EJECUCIÓN DEL COMPONENTE DE DISTRIBUCIÓN Y FLUJO FINANCIERO, suscrito con fecha 18 de febrero de 2016, entre la ENEE, COALIANZA, BANCO FICOHSA y EMPRESA DE ENERGÍA DE HONDURAS, en adelante El Contrato. ARTÍCULO 2; ALCANCE. El Alcance de este instrumento es reglamentar y establecer los procedimientos para la adquisición de bienes y/o servicios, obras y consultorías destinados a Inversiones en el Sistema de Distribución, mediante las siguientes modalidades de contratación:

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i. Licitación Pública de Ofertas,

ii. Solicitud Privada de Ofertas, iii. Compras por Cotización, iv. Solicitud Única de ofertas o Compra Directa, v. Compras o Contrataciones en Situaciones de Urgencia

vi. Compras o Contrataciones en Situaciones de Emergencia Se definen además las facultades, obligaciones y responsabilidades que, de acuerdo al Contrato y a este mismo Reglamento tendrán el Supervisor y el Operador. Las obligaciones del Comité Técnico del Fideicomiso están establecidas en el Contrato del Operador y del Supervisor respectivamente. Sin autorización del Comité Técnico, EEH no podrá transferir a terceros, de ninguna forma, ni total ni parcialmente sus obligaciones asumidas en relación con las inversiones comprometidas en el Contrato de Alianza Público - Privada para la Recuperación de Pérdidas en los Servicios Prestados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), para la Ejecución de la Componente de Distribución y Flujo Financiero, suscrito con fecha 18 de febrero de 2016 entre la ENEE, COALIANZA, Banco FICOHSA y Empresa de Energía de Honduras. ARTÍCULO 3: FUNDAMENTO CONTRACTUAL El presente Reglamento de Compras se basa en la obligación contractual contenida en la Sección 6.2 Recuperación de la Inversión Referencial de la Cláusula Séptima, Obligaciones del Inversionista Operador, del Capítulo II Aspectos Técnicos de El Contrato, razón por la cual, este Reglamento deberá ser previamente aprobado por el Comité Técnico del Fideicomiso, luego de lo cual entrará en vigencia. ARTÍCULO 4: MARCO JURÍDICO El Marco Jurídico lo conforma el Derecho Positivo vigente en relación al Derecho Privado en conformidad con la Constitución de la República, Código Civil, Código de Comercio, Tratados Internacionales, Legislación Tributaria, Legislación Aduanera, Derechos de Autor y demás disposiciones y regulaciones legales especiales, aplicables de acuerdo con la naturaleza del objeto de la compra, así como las condiciones establecidas en el contrato de APP suscrito por EEH y su Manual de Compras y Contrataciones Interno vigente. ARTÍCULO 5: SIGLAS Y DEFINICIONES:

1. EEH: Empresa Energía Honduras, S. A. de C. V. 2. CTF: Comité Técnico del Fideicomiso. 3. RCCI: Reglamento de Compras y Contrataciones para Inversiones de Empresa Energía Honduras,

destinado a la adquisición de bienes y/o servicios, obras y consultorías destinados a Inversiones en el Sistema de Distribución.

4. CEC: Condiciones Específicas de Contratación

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5. COALIANZA: Comisión para la Promoción de las Alianzas Público-Privadas. 6. ENEE: Empresa Nacional de Energía Eléctrica. 7. FICOHSA: Banco Financiera Comercial Hondureña, Sociedad Anónima. 8. CONTRATO DE ALIANZA PÚBLICO-PRIVADA: El Contrato suscrito en fecha dieciocho (18) de

febrero del año dos mil dieciséis (2016). 9. EL SERVICIO: El servicio objeto del Contrato de Alianza Público-Privada. 10. LA COMPAÑÍA: Se refiere a EEH. 11. CREE: Comisión Reguladora de Energía Eléctrica. 12. MHI: Manitoba Hydro International Ltd., empresa Supervisora o El Supervisor de El Proyecto.

ARTÍCULO 6: PRINCIPIOS Este Reglamento se regirá por los siguientes Principios: 1. BUENA FE: Toda actuación encaminada a la adquisición de bienes, con base a los criterios establecidos

en el presente Reglamento, será regida por el principio de Buena Fe, tanto de parte de los Oferentes como de EEH, a través del personal que participe en tales procesos. En ese sentido, se deberá seleccionar a los proveedores siguiendo los procedimientos y criterios de calificación previstos en las Condiciones Específicas de Contratación, a fin de contratar al proveedor más idóneo y que presente las condiciones más convenientes al interés de EEH y del Fideicomiso.

2. IMPARCIALIDAD: Siempre se escogerá a él o a los oferentes más convenientes, seleccionados en el

proceso de compras, sin que en ello interfieran factores de afecto, intereses particulares, prebendas, regalos y en general, cualquier acción subjetiva que pueda poner en riesgo la seriedad del proceso de compras.

En ese sentido, todo potencial oferente que cumpla con las condiciones de elegibilidad y calificación requerida, estará en posibilidad de participar en los procesos de selección en condiciones de igualdad y sin sujeción a ninguna restricción no derivada de estos factores, por tanto, los procesos de selección deben contar con los requisitos, especificaciones y reglas objetivas, justas, claras y completas que permitan a EEH elegir la mejor oferta.

3. ETICA: La elaboración de las Especificaciones Técnicas, Términos de Referencia, Selección de los

Proveedores y el Análisis de las Ofertas que se reciban, deberá realizarse en el marco de la ética en los negocios y profesionalismo, debiéndose elegir la oferta que más convenga a los intereses de EEH y del proyecto, haciendo la mejor aplicación de los recursos técnicos, humanos y económicos.

4. RESPONSABILIDAD: En las diferentes etapas de los procesos de compra o contratación se deberán

salvaguardar los derechos de la compañía y del Fideicomiso, adicionalmente se deberán cumplir los términos contractuales y toda normativa aplicable, velando por la correcta ejecución del contrato celebrado con el proveedor.

Asimismo, los oferentes deberán suministrar a criterio de EEH la documentación necesaria para respaldar sus propuestas y ejecución contractual. Los oferentes serán plenos responsables de incumplimientos que violen esta norma.

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5. EFICIENCIA Y PLANIFICACIÓN: Todo el proceso de compra deberá ser identificado, descrito y

justificado técnica y económicamente, describiéndose el objeto de la compra, destinada a una inversión específica, cuya evaluación técnico-económica justifique dicha inversión.

Toda solicitud de contratación deberá ser planificada y programada de conformidad a un orden adecuado y coherente a las necesidades de la Empresa Energía Honduras y al Fideicomiso, para lograr que la compañía cumpla con los presupuestos de inversión aprobados por el Comité Técnico del Fideicomiso.

6. IGUALDAD Y LIBRE COMPETENCIA: Los oferentes que cumplan con los requisitos legales, técnicos,

económicos y con los Términos de Referencia y Especificaciones Técnicas en un proceso de compras, estarán en condiciones de participar en la selección y contratación, en condiciones de igualdad y sin sujeción a ninguna restricción, que no sean aquellas derivadas de las propias Especificaciones Técnicas y/o de los Términos de Referencia del proceso de compra específico. Igualmente, cuando los oferentes cumplan con los requisitos legales, técnicos y económicos aceptados, podrán inscribirse en el Registro de Proveedores de EEH.

En procura de este propósito, se deberá hacer la mayor publicidad de los procesos de compra o contratación, a través de publicaciones en medios electrónicos, comunicaciones a las cámaras de comercio, así como información a los proveedores del Registro que sean de la especialidad que se procure contratar.

ARTÍCULO 7: MODALIDADES Y CRITERIOS DE CONTRATACIÓN 7.1 Toda compra o contratación que realice EEH deberá efectuarse de acuerdo a las siguientes

modalidades:

i. Licitación Pública de Ofertas: Procedimiento de selección de oferentes para la adquisición de bienes y/o servicios, obras y consultorías destinados a Inversiones en el Sistema de Distribución, cuyo valor exceda la cantidad de US$200,000.01 (Doscientos mil dólares americanos con 1/100), consistente en la invitación pública a los interesados, para que, rigiéndose por las Condiciones Específicas de Contratación presenten sus ofertas.

ii. Solicitud Privada de Ofertas:

Procedimiento de selección de oferentes para la adquisición de bienes y/o servicios, obras y consultorías destinados a Inversiones en el Sistema de Distribución, por un valor de US$50,000.01 a US$200,000.00 (Cincuenta mil con 1/100 a doscientos mil dólares americanos), consistente en la invitación expresa y directa a potenciales oferentes, en número suficiente para asegurar precios competitivos y en ningún caso inferior a tres (3), a fin de que presenten ofertas, rigiéndose a las condiciones específicas de contratación.

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iii. Compras por cotización: Procedimiento de selección de oferentes para la adquisición de bienes y/o servicios, obras y consultorías destinados a Inversiones en el Sistema de Distribución, cuyo valor no exceda la cantidad de US$50,000.00, (Cincuenta mil dólares americanos), en cuyo caso se solicitará tres (3) o más cotizaciones a posibles oferentes.

iv. Solicitud única de ofertas o compra directa:

Procedimiento de selección de oferentes para la adquisición de bienes y/o servicios, obras y consultorías destinados a Inversiones en el Sistema de Distribución, aplicable en los casos que se determine que existe un solo proveedor que ofrezca la obra, bien o servicio requerido o que sea fabricante, representante o distribuidor exclusivo.

v. Compras o Contrataciones en Situaciones de Urgencia:

Se trata de compras o contrataciones que se realizan por circunstancias imprevistas (por ejemplo, ante el incumplimiento de algún proveedor u otros que tengan similar calificación) que, sin tener la calificación de emergencia, requieren solución expedita para no entorpecer la prestación normal del servicio derivado de las obligaciones adquiridas a través del Contrato con el Fideicomiso.

La Urgencia será informada al Comité Técnico del Fideicomiso por medio escrito, con copia al Supervisor y SAPP, presentándose la Solicitud de Compra o Contratación, con la justificación respectiva, (bien o servicio a adquirir y monto estimado) y los documentos de soporte correspondientes. El Comité Técnico aprobará la compra de urgencia, previo Visto Bueno del Supervisor, en un plazo no mayor a dos dias laborales, lo que podrá efectuarse mediante correo electrónico de los miembros del Comité Técnico con derecho a voto. En caso de no haber respuesta por parte del Comité Técnico dentro del plazo indicado, se considerará aprobada la solicitud de EEH. Una vez aprobada la situación de urgencia, EEH procederá a efectuar la tramitación de la contratación o compra directa, informando al Comité Técnico del resultado final del proceso.

vi. Compras o contrataciones en Situaciones de Emergencia:

Procedimiento de selección de oferentes para la adquisición de bienes y/o servicios, obras y consultorías destinados a Inversiones en el Sistema de Distribución, que se realiza en situaciones que requieren atención inmediata, ocasionadas por acontecimientos naturales, como inundaciones, terremotos u otros similares, así como por epidemias, guerras o conmoción interior u otras circunstancias determinantes de calamidad pública y cualquier otra circunstancia excepcional que afecte sustancialmente la prestación oportuna y eficiente de los servicios derivados de las obligaciones adquiridas a través del Contrato con el Fideicomiso.

La Emergencia será informada por el Gerente General de EEH o quien lo reemplace al Presidente del Comité Técnico del Fideicomiso. Una vez resuelta la condición de emergencia, EEH presentará

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el resultado final del proceso, con la justificación respectiva y los documentos de respaldo correspondientes.

7.2 Prohibición de subdividir contratos o fraccionar compras.

La contratación o ejecución de un proyecto no podrá ser fragmentado, de forma que, mediante la celebración de varios procesos y contratos, se eludan o se pretendan eludir las modalidades de contratación competitivas establecidas en el Artículo 7 numeral 7.1 anterior. Se entenderá que no existe la antedicha subdivisión cuando, al planificar la ejecución del proyecto, se hubieren previsto dos o más etapas o secciones específicas y diferenciadas, siempre que la ejecución de cada una de ellas tenga funcionalidad y se encuentre coordinada con las restantes, de modo que se garantice la unidad del proyecto.

7.3 Toda compra que realice EEH deberá efectuarse de acuerdo a las siguientes definiciones y criterios:

a. Tres Ofertas Económicas: Toda compra o cotización deberá contener a lo menos tres (3) ofertas; caso contrario, se deberá someter a consideración del Comité Técnico del Fideicomiso, bajo la condición que no existe la cantidad de proveedores para los materiales, servicios y/o equipos requeridos, o que, existiendo, hayan desistido de participar en el proceso y/o no estén en condiciones de cumplir con los plazos de entrega exigidos en el proceso de compra.

b. Mejor Oferta Económica: Se adjudicarán los contratos o las compras a los proveedores que efectúen la mejor oferta económica, es decir, a aquellos que hayan ofertado el menor precio y que cumplan con la relación precio/calidad exigida en el proceso de compras.

c. Adjudicación a Oferta de Precio Mayor: Sólo se podrán adjudicar las compras o contrataciones a proveedores que hayan ofertado un precio mayor, cuando se trate de suministros o servicios especiales, o derivados de ampliaciones de contratos, caso en el cual deberá someterse la solicitud a aprobación previa del Comité Técnico del Fideicomiso. La proposición deberá fundamentarse en que se trata de la única oferta que cumple con las Especificaciones Técnicas y/o con los Plazos de Entrega.

d. Registro de Proveedores Clasificados:

EEH deberá contar con un Registro de Proveedores, clasificados por especialidad, de acuerdo a los tipos de productos, equipos, materiales y/o servicios que demande la empresa. EEH podrá hacer publicaciones de prensa, invitando a inscribirse en el Registro de Proveedores, indicando las especialidades que necesite registrar.

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ARTÍCULO 8: APROBACIÓN DEL COMITÉ TÉCNICO DEL FIDEICOMISO Y VALIDACIONES DEL SUPERVISOR DEL PROYECTO.

a. Aprobación del Plan de Inversiones:

De conformidad con el programa anual de inversiones que aprueba el Comité Técnico del Fideicomiso y de acuerdo a lo dispuesto en la Sección 7 “Inversiones del Operador para Reducir las Pérdidas Totales”; Cláusula Séptima “Obligaciones del Inversionista Operador” y específicamente con la Cláusula Séptima, numeral 7.2., “Inversión en la reducción de Pérdidas Técnicas de Distribución”, del Contrato del Operador, que establece que Las inversiones necesarias para reducir las Pérdidas Técnicas de Distribución, serán planificadas anualmente en conjunto entre el Inversionista Operador y el Comité Técnico del Fideicomiso, con cuatro (4) meses de anticipación, previo a iniciarse cada Año de Operación, EEH presentará al Comité Técnico el presupuesto detallado de las inversiones que realizará en el Sistema de Distribución durante el Año de Operación correspondiente.

En cada proyecto deberán detallarse los diversos Ítems presupuestarios, separados en Equipos, Materiales Importantes de Órdenes, Materiales Menores de Órdenes, Mano de Obra de Supervisión, Mano de Obra de Contratistas, Gastos Generales e Imprevistos. Estos últimos no deberán superar el 5% del valor total del presupuesto, por proyecto.

El Comité Técnico designará una Comisión para que en conjunto con El Supervisor analicen el Presupuesto Anual de Inversiones que presente el Operador Inversionista. Esta Comisión y El Supervisor elaborarán un Informe, el que será sometido a aprobación del Comité Técnico. Este Informe debe ser entregado al Comité Técnico dentro de tres (3) meses de anticipación, previo a iniciarse cada Año de Operación.

En caso de no aprobarse por el Comité Técnico el Presupuesto de Inversión del año correspondiente, antes del 30 de noviembre, el Operador podrá efectuar compras y contrataciones con cargo al presupuesto del año vigente, siempre y cuando exista un remanente presupuestal (Presupuesto aprobado por el Comité Técnico del Fideicomiso menos el gasto real ejecutado del año anterior) en los ítems de compra de los años anteriores. Si no existiera remanente presupuestal, el Operador podrá efectuar Compras o Contrataciones Anticipadas con cargo a los ítems del nuevo presupuesto. Estos costos serán cargados al nuevo presupuesto de inversiones una vez aprobado.

b. Aprobación de recomendaciones de adjudicación de ofertas:

El Comité Técnico del Fideicomiso tendrá un plazo de siete (7) días hábiles para la aprobación de las ofertas que EEH recomiende adjudicar, plazo que contará a partir de la recepción de la solicitud de aprobación por el Secretario del Comité Técnico del Fideicomiso. No será necesaria la celebración de una sesión ordinaria o extraordinaria del Comité Técnico para que sus integrantes puedan aprobar una compra o contratación, pudiendo emitir sus votos por vía escrita o por correo electrónico, dirigido al Secretario de dicho Comité. En caso de no haber respuesta dentro del plazo indicado por parte de los miembros de Comité Técnico, se considerará aprobada la proposición

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de EEH, quien procederá a notificar la adjudicación a los oferentes seleccionados y a suscribir el contrato para iniciar la ejecución del mismo.

Todas las aprobaciones o desaprobaciones de proyectos y los casos excepcionales, que de acuerdo a este Reglamento efectuare El Comité Técnico, constarán en acta del referido organismo. Para efectos de confirmación interna de EEH, que el punto fue tratado y aprobado por el Comité Técnico, bastará que la aprobación del Comité Técnico sea confirmada por el profesional del Fiduciario que confecciona las actas o por el Supervisor del proyecto cuando EEH lo consulte. Estas confirmaciones deberán efectuarse por correo electrónico.

c. Validaciones del Supervisor del Proyecto:

Al cierre de cada proyecto, el Inversionista Operador deberá emitir un informe para verificacion del Supervisor del Proyecto. El reporte correspondiente deberá considerar dos columnas que incluyan ítem por ítem, por naturaleza del gasto, una indicando el valor presupuestado y otra indicando el valor real de todas aquellas partidas que constituyen el valor de inversión en elementos físicos de la Red de Distribución. A la terminación y cierre de cada obra del Contrato del Inversionista Operador, la adición de inversión pasará a formar parte integral de la Red de Distribución y durante la vigencia de éste contribuirá a la Reducción de Pérdidas Totales de Distribución y a la Calidad de Servicio de la Red de Distribución.

De acuerdo al contrato, concluido el Año Contractual correspondiente, dentro de los 30 dias siguientes, el Operador entregará el listado de las inversiones que haya realizado en la red de distribución durante el año contractual correspondiente. El Operador presentará al Comité Técnico un informe por cada ítem de liquidación de todos sus gastos, por proyecto y total, el cual deberá de ser validado y aprobado por el Supervisor del Proyecto, para lo cual el Operador entregará el soporte documental necesario con la información que el Supervisor requiera, pudiendo solicitarse facturas, contratos, diseños, estudios, soportes de pago (recibos, facturas, acuerdos de pago, etc.), cotizaciones y ofertas, entre otros. El Informe Anual de Inversión deberá acompañarse de los documentos que respalden el proceso de compra o contratación efectuada de conformidad al presente Reglamento.

El Supervisor realizará su mejor esfuerzo para entregar oportunamente los resultados de la verificación de las inversiones, en la medida que el Operador entregue los requerimientos solicitados a satisfacción.

Cualquier variación de los imprevistos mayor al cinco por ciento (5%) respecto del presupuesto aprobado por proyecto, requerirá autorización expresa del Comité Técnico del Fideicomiso.

Todos los casos excepcionales que hayan acontecido durante el Año Contractual, incluidas las Compras de Urgencia, Emergencia y Anticipadas, deberán someterse a aprobación del Comité Técnico, por parte de EEH, adjuntando la documentación de respaldo necesaria, para este efecto.

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200

Sin perjuicio de lo establecido en el Contrato del Operador, respecto a reconocimiento de inversiones, sólo se le reconocerán a EEH aquellas inversiones que hayan cumplido con lo dispuesto en el presente Reglamento.

ARTICULO 9: CONDICIONES ESPECÍFICAS DE CONTRATACION Y TERMINOS DE REFERENCIA. Previo a las cotizaciones o solicitudes de ofertas, EEH emitirá los documentos contentivos de las Condiciones Específicas de Contratación, Especificaciones Técnicas o Términos de Referencia, para garantizar que se reciban ofertas de acuerdo a lo requerido, estipulando en ellas las cantidades de cada partida, plazos, cronogramas, garantías a presentar, modalidades de pago y demás aspectos necesarios para que el procedimiento sea transparente, eficiente y ágil. ARTÍCULO 10: SELECCIÓN DE OFERENTES. Una vez emitidos los documentos descritos en el Artículo 10 precedente de este Reglamento, EEH invitará a los posibles oferentes a presentar sus propuestas, conforme los procedimientos previstos en su Manual de Compras y Contrataciones Interno Vigente. ARTÍCULO 11 ENTRADA EN VIGENCIA Y REFORMA DEL REGLAMENTO. El presente Reglamento de Compras entrará en vigencia el día hábil inmediato siguiente, luego de haber sido aprobado por el Comité Técnico del Fideicomiso y solamente podrá ser reformado por aprobación de este mismo organismo. Este Reglamento pasará a formar parte de la Metodología que aplicará el Supervisor. La reunión finalizó a horas 11:49

MHI 06/08/2019

11. COMPLEMENTO DE LA METODOLOGIA DEL SUPERVISOR

INTRODUCCIÓN

En sesión de Comité Técnico Nº 53, celebrada el dia 4 de octubre de 2016, los miembros con derecho

a voto aprobaron la Metodología del Supervisor. El proceso se resume en 22 actividades u

obligaciones, presentadas en un cuadro (págs. 13 a 25), con una fecha de inicio, una fecha de término

y responsables por actividad (Se adjunta el documento completo).

De esta forma, Manitoba Hydro International cumplió dentro de plazo con lo establecido en la

Cláusula Quinta del Contrato del Supervisor, denominada Servicios requeridos, numeral 6, que

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establece que el Supervisor deberá Definir una metodología de seguimiento y verificar el

cumplimiento y el desempeño del Inversionista–Operador bajo el contrato.

Con ello, se cumplió además con lo establecido en la Cláusula Décimo Octava del Contrato del

Operador, denominada Supervisión, que en el Numeral 4 denominado Informes, establece que

Dentro de los treinta (30) Días Calendario posteriores a la fecha de contratación, el Supervisor del

Proyecto deberá entregar al Fiduciario una metodología para el seguimiento de las observaciones

contenidas en sus informes, que permitan el establecimiento de un sistema de mejora continua.

No obstante, lo anterior, MHI ha querido complementar su Metodología, para cuyo efecto ha

preparado el presente documento. Se espera con ello, facilitar a ENEE el cumplimiento de lo

establecido en la Cláusula Octava del Contrato del Operador, denominada Obligaciones de

COALIANZA, la ENEE y el Fiduciario, que en el numeral 2, denominado Obligaciones principales de la

ENEE, literal l), determina la obligación de ENEE de validar los informes presentados por el Supervisor

del Proyecto ante el Comité Técnico en plazos establecidos por el mismo.

Dada la dificultad que tiene el poder desarrollar una metodología común para validar proyectos de

distintas familias, con diversos objetivos, el complemento que MHI entrega a continuación, más la

Metodología aprobada por el Comité Técnico en fecha 4 de octubre de 2016, le servirá a ENEE como

guía procedimental para la validación de los informes del Supervisor.

INFORMES ESTABLECIDOS EN EL CONTRATO DEL SUPERVISOR

Sin perjuicio de los informes semanales y de 90 dias, establecidos para los primeros 90 dias de

vigencia del Contrato del Supervisor (Numerales 1 y 2 de la Cláusula Décimo Quinta), el contenido

mínimo de los informes se especifica a continuación:

3. A partir del séptimo mes de la Vigencia del Contrato, el INFORME MENSUAL comprenderá:

a. El reporte de cumplimiento de los Niveles de Servicio;

b. El reporte del avance de las obligaciones del Operador Inversionista;

c. Otros reportes que le sean solicitados; y

d. Las conclusiones y recomendaciones que correspondan.

4. INFORMES TRIMESTRALES durante los veinte (20) Días Calendario posteriores al cierre del trimestre, el Supervisor presentará conteniendo reportes:

a. Técnico – Operativos

i. Descripción de la evolución y estadísticas de las operaciones Red de Distribución.

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ii. Mediciones y recomendaciones relativas a los Niveles de Servicio observados.

iii. Resumen sobre el estado de conservación de equipos y de la infraestructura de la Red de Distribución.

iv. Otros a solicitud

b. Comercial

i. Evolución de los reclamos y estadística de los mismos por tipología

ii. Otros

c. Administrativos y Financieros

i. Vigencia de las garantías y seguros

ii. Revisión de los estados financieros del Inversionista – Operador

iii. Otros

d. Ambiental

i. Observaciones sobre el cumplimiento de las obligaciones en materia ambiental contraídas dentro del Contrato de Operación por parte del Inversionista – Operador.

ii. Emitir recomendaciones sobre la correcta implementación del sistema de gestión ambiental.

iii. Los informes mensuales de cada año de contrato que coincidan con la presentación de los informes trimestrales se incorporarán y se presentarán en conjunto con el trimestral, dentro del plazo establecido para la presentación de los informes trimestrales.

5. El INFORME ANUAL a los 30 Días Calendario de finalizar cada año de vigencia del presente Contrato, el Supervisor deberá presentar unos informes anuales incluyendo los siguientes apartados:

a. El reporte de cumplimiento de los Niveles de Servicio y los objetivos del Operador;

b. El reporte del avance de las obligaciones del Inversionista Operador en el marco del propuesto plan de inversiones;

c. El análisis de la reducción de pérdidas, y emitir opinión si procede un Honorario de Éxito o en su caso una penalización por el no cumplimiento;

d. El análisis y el estado de los seguros y garantías adquiridos por el Inversionista Operador de acuerdo al Contrato;

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e. El análisis de revisión y opinión sobre el Manual de Operación;

f. El reporte de pérdidas que señala el Anexo 13 del Contrato “Reducción mínima anual de Pérdidas”;

g. Evolución del estado de implementación del sistema de gestión ambiental en el año transcurrido

h. Listado de información adicional, que deberá presentar el Inversionista-Operador en el período respectivo, así como la forma y plazos de entrega de la misma, la que en su caso se solicitará por conducto del Comité Técnico.

i. Otros reportes que puedan ser solicitados; y

j. Las conclusiones y recomendaciones que correspondan.

Los informes mensuales y trimestrales de cada año de contrato que coincidan con la presentación

del informe anual se presentarán en conjunto con los informes anuales, dentro del plazo estipulado

para los informes anuales.

El informe Anual relativo al séptimo año será presentado adicionalmente al Informe de Cierre.

6. INFORMES DE CIERRE a fines del año 2, 4 y 7 que comprenderán una síntesis de las actividades

llevadas a cabo durante la vigencia del contrato de supervisión y las conclusiones y recomendaciones que correspondan. Para los años 2 y 4 únicamente se elaborará este informe a requerimiento del Contratante.

A los 30 Días Calendario del término de la vigencia del Contrato el Supervisor entregará el informe de cierre final, que deberá contener como mínimo:

a) Descripción de las actividades desarrolladas durante la ejecución del servicio de Inspección

b) Recomendaciones finales para mejorar la operación de la Red de Distribución en todos sus ámbitos:

c) Recomendaciones Técnico-Operativas

d) Recomendaciones Comerciales

e) Recomendaciones Financieras

f) Recomendaciones Ambientales

g) Recomendaciones Administrativas

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Informes Especiales

El Supervisor preparará, cualquier otro informe que razonablemente pueda necesitarse con relación

al proyecto, que le sea requerido por el Fiduciario o el Comité Técnicoreferentesa la Supervisión del

Proyecto de Recuperación de pérdidas en los servicios prestados por la Empresa Nacional De Energía

Eléctrica (ENEE) para la ejecución del componente de distribución y flujo financiero.

El Supervisor podrá proponer nuevos informes que reflejen normas internacionales y no estén

previamente contemplados en esta sección.

Ante la existencia de situaciones imprevistas o constitutivas de Fuerza Mayor o caso fortuito,

recomendará al Comité Técnico las acciones o medidas a que haya lugar conforme con lo estipulado

en este Contrato o sus Anexos y aportará la información que se requiera para documentar el evento

de Fuerza Mayor.

Registros

El Supervisor deberá adjuntar a los informes descritos en la sección: el registro de las actividades,

sucesos más relevantes, documentos de campo, información y datos primarios levantados, así como

cualquier documentación adicional relevante para respaldar los informes durante la Operación de la

de la Red de Distribución y todos los informes que puedan ser solicitados por la SAPP dentro del

ámbito de sus funciones, los cuales deberán ser transmitidos al Supervisor por medio del

Contratante. El Supervisor estará disponible para aclarar dudas de los entes competentes, el Comité

Técnico y el Contratante, en el momento que éstos lo soliciten.

Todos los informes, registros y opiniones que el Supervisor emita de manera formal deberá de copiar

de forma directa a la SAPP conforme a lo estipulado por la Ley.

DEFINICION DE INFORME DE SEGUIMIENTO

El documento de Informe de Seguimiento y validación de ENEE a los informes del Supervisor, debe

recoger, durante el periodo al que se refiere, la situación en que se encuentra el proyecto, reflejando

el estado de las tareas planificadas, los objetivos alcanzados, los riesgos y problemas detectados

junto con las acciones encaminadas a corregirlos y los objetivos que se prevén el siguiente periodo.

Cómo hacer un informe de validación sencillo y efectivo

En opinión de MHI, desde un punto de vista práctico, el informe de validación de un proyecto debe caber en una única hoja, para que con un simple golpe de vista se dé respuesta a cómo van las cosas.

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Existen dudas frecuentes acerca de la mejor forma de reportar la marcha de un proyecto y la

validación de sus informes, ya que siempre hay mucho que contar, mucho que contrastar e

investigar, pero poco tiempo para ahondar en los detalles.

Siempre pueden hacerse informes extensos de seguimiento de costos, ingresos, cronograma,

etc., pero de cara a ganar agilidad en la revisión de múltiples proyectos dentro de una

organización, una versión sencilla del informe de seguimiento y validación es lo ideal.

Simplificar es complicado, por eso, el hecho de ser capaz de sintetizar el proyecto, es muestra

de tener las cosas interiorizadas y entendidas.

Qué información debe contener el Informe de Validación

Información de identificación del proyecto

Estado y avances: Validación de lo positivo

Problemas y riesgos: Validación de lo negativo

Seguimiento y validación de cifras claves

Resumen de validación del estado del proyecto

Opinión de ENEE

A continuación, se muestra un ejemplo que utiliza la tabla propuesta, para luego ver el detalle del

informe de validación, sección a sección.

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Proyecto Reduccion de Perdidas Electricas de la Componente de Distribucion de ENEE Cliente FICOHSA - CTF Global 3

Project Manager Oswaldo Montañez Hernández (EEH) Fecha del Informe 31-07-2019 Costos Inversión 4

Objetivos Año 3 Reducir las Pérdidas de Distribución de ENEE en 3% en el Tercer Año de Operaciones Cronograma 3

Recursos 3

Business Plan 2

Estado y Avances a Junio de 2019 Cant. a Instalar Cant. Ejecutada % Ejecutado

Medición en fronteras de entradas de subestaciones 86 23 26.7%

Medición en fronteras de entrada de energía en generación distribuida 10 2 20.0%

Medición Grandes Consumidores (Medida Indirecta) 1,570 188 12.0%

Medición y normalización de clientes medida semidirecta 2,952 2,096 71.0%

Macromedición de centros de transformación 3,000 290 9.7%

Instalación Medida Inteligente (AMI) 10,000 0 0.0%

Instalación Medida Inteligente (AMI > 100 Amperes) 17,361 11,053 63.7%

Instalación Medida Inteligente (AMI - ENEE) 57,611 2,853 5.0%

Medición convencional para la optimización del ciclo comercial 307,315 180,182 58.6%

TOTAL PROGRAMA DE INSTALACION DE MEDIDORES 399,905 196,687 49.2%

Problemas (P) o Riesgos [R] Acciones / Recomendaciones Quien Fecha

Falta Instalar Medidores en Fronteras de Entrada en SS/EE Instalar 63 que faltan EEH 30-11-2019

Falta Instalar Medición y normalización de clientes medida semidirecta Instalar 856 que faltan EEH 30-11-2019

Falta Instalación Medida Inteligente (AMI - ENEE) Instalar 54,758 que faltan EEH 30-11-2019

Falta Instalar Medición convencional para la optimización del ciclo comercial Instalar 127,133 que faltan EEH 30-11-2019

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Información de identificación del proyecto:

Proyecto Reduccion de Perdidas Electricas de la Componente de Distribucion de ENEE

Cliente FICOHSA - CTF

Project Manager Oswaldo Montañez Hernández (EEH) Fecha del Informe 31-07-2019

Objetivos Año 3 Reducir las Pérdidas de Distribución de ENEE en 3% en el Tercer Año de Operaciones

Nombre del proyecto

Project Manager que lo dirige o gestiona

Cliente para el que se está llevando a cabo el proyecto (En este caso FICOHSA – CTF)

Objetivo del proyecto: en qué consiste el proyecto resumido en una frase breve.

Fecha de realización del informe de seguimiento

Otra información propia de la organización que ayude a identificar el proyecto: código de

proyecto (En este caso Reduccion de Perdidas), Centro de Costos de ENEE

Detalle del informe de seguimiento de proyecto: estado y avances del proyecto.

Descripción de lo que ha pasado positivo en el proyecto desde el último informe.

Estado y avances: Validación de lo positivo

Estado y Avances Cant. a Instalar Cant. Ejecutada % Ejecutado

Medición en fronteras de entradas de subestaciones 86 23 26.7%

Medición en fronteras de entrada de energía en generación distribuida 10 2 20.0%

Medición Grandes Consumidores (Medida Indirecta) 1,570 188 12.0%

Medición y normalización de clientes medida semidirecta 2,952 2,096 71.0%

Macromedición de centros de transformación 3,000 290 9.7%

Instalación Medida Inteligente (AMI) 10,000 0 0.0%

Instalación Medida Inteligente (AMI > 100 Amperes) 17,361 11,053 63.7%

Instalación Medida Inteligente (AMI - ENEE) 57,611 2,853 5.0%

Medición convencional para la optimización del ciclo comercial 307,315 180,182 58.6%

TOTAL PROGRAMA DE INSTALACION DE MEDIDORES 399,905 196,687 49.2%

Qué ha sucedido desde el último informe de MHI, avances que se hayan hecho en EEH con

respecto al plan, cosas que han salido especialmente bien.

Procurar que cuando se informe la validación acerca de la marcha de un proyecto, no se tienda a

centrarse en informar de todo lo malo que ha pasado y obviar todo lo que ha ido bien.

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Evitar la situación como si lo bueno se diera por hecho y no se haga mención de ello.

Es recomendable comenzar los informes de validación de proyectos con buenas noticias. Después,

cuando haya que pasar a comentar lo que va mal, quien lea el informe estará con una actitud

mucho más positiva si antes ha leído todo lo que va bien.

Problemas y riesgos: Validación de lo negativo

Problemas (P) o Riesgos [R] Acciones / Recomendaciones Quien Fecha

Falta Instalar Medidores en Fronteras de Entrada en SS/EE Instalar 63 que faltan EEH 30-11-2019

Falta Instalar Medición y normalización de clientes medida semidirecta Instalar 856 que faltan EEH 30-11-2019

Falta Instalación Medida Inteligente (AMI - ENEE) Instalar 54,758 que faltan EEH 30-11-2019

Falta Instalar Medición convencional para la optimización del ciclo comercial Instalar 127,133 que faltan EEH 30-11-2019

Corresponde al detalle de validación del informe de seguimiento de proyecto: problemas y riesgos

identificados desde la última revisión.

Validar:

Qué acciones se están llevando a cabo.

Quién las está realizando. Cuándo lo tendrá hecho.

Qué problemas han surgido o qué nuevos riesgos se han identificado

Qué acciones se han puesto en marcha para solucionar los problemas o mitigar los riesgos,

Quién está llevando a cabo dichas acciones.

Cuándo las va a tener terminadas.

En opinión de MHI, es muy importante tener claro que no se debe reportar un problema/riesgo

sin conocer que ha habido una identificación y puesta en marcha de la acción o recomendación

correspondiente de MHI a EEH.

Es conveniente informar que se ha validado lo que no va tan bien en el proyecto que se ha

autorizado o contratado, pero siempre es conveniente hacer una recomendación.

Para garantizar el bienestar del que recibe la noticia y mantener nuestro nivel de profesionalismo,

siempre es conveniente reportar un problema con su respectiva solución.

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Seguimiento y validación de cifras claves (Presupuestos, metas)

Validar el detalle del informe de seguimiento de proyecto preparado por MHI: seguimiento de

cifras importantes para el proyecto. Ejemplo.

Cant. a Instalar

Cant. Ejecutada % Ejecutado

86 23 26.7%

10 2 20.0%

1,570 188 12.0%

2,952 2,096 71.0%

3,000 290 9.7%

10,000 0 0.0%

17,361 11,053 63.7%

57,611 2,853 5.0%

307,315 180,182 58.6%

399,905 196,687 49.2%

En opinión de MHI, como mínimo se deberá reportar lo siguiente:

Validar el Costo o Meta final del proyecto: el planificado comparado con la estimación actual

(a fecha del informe) de los Costos o Metas totales comprometidos en el proyecto.

En el ejemplo se ve cómo al comienzo del proyecto estimamos que en el proyecto se

instalarían 399,905 medidores, pero con la evolución que llevamos (lo que se ha instalado y lo

que queda por hacer), la nueva estimación es que terminaremos el proyecto anual instalando

no más de 300,000 medidores.

Validar la fecha de finalización del proyecto: la fecha planificada al inicio del proyecto

comparada con la estimación actual (a fecha del informe) de la fecha de conclusión de todos

los trabajos del proyecto.

Además, en este bloque puede hacerse el seguimiento y validación de otras cifras relativas y

exclusivas del alcance del proyecto. En este caso, en lugar de comparar lo planificado con la

nueva estimación de cierre del proyecto, se puede reportar la consecución de diferentes Metas.

Por ejemplo:

o Si el proyecto contempla en el alcance la formalización de nuevos contratos destinados a

alcanzar las metas.

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Puede hacerse una comparación entre el número planificado total a alcanzar y el número

de nuevas metas a alcanzar con los nuevos contratos firmados a fecha del informe. Así se

va validando si la evolución es positiva y si nos vamos acercando al objetivo final.

o Validar que el proyecto debe cerrar todas las incidencias reportadas por el Supervisor,

puede hacerse un seguimiento de las incidencias todavía abiertas (o pendientes de cierre).

Resumen del estado del proyecto:

Global 3

Costos Inversión 4

Cronograma 3

Recursos 3

Business Plan 2

De una forma sencilla y gráfica, como por ejemplo mediante el uso de clores, es importante

reportar la validación del estado de los principales parámetros del proyecto:

Costos: Validar si ¿Estamos dentro del presupuesto de inversión proyectado? En el ejemplo lo

vemos con nota 4 (de 1 a 7), ya que, a fecha del informe, el costo de inversión final se estima

que va a ser inferior al planificado inicialmente.

Tiempos/Cronograma. Validar si ¿Vamos según los plazos establecidos?

Disponibilidad de Recursos. Validar si ¿EEH tiene los recursos (humanos y materiales) que

necesitas para completar los trabajos del proyecto?

Business Plan: Recordando que una de las razones para cancelar un proyecto a lo largo de su

vida es que el business Plan que lo validó en un primer lugar, ya no sea positivo. Por lo tanto,

Es conveniente reevaluar el Business Plan del proyecto de forma periódica y confirmar que los

beneficios que producirá el resultado final del proyecto no se cumplirán.

Global o General: que resume los anteriores. Aquí el criterio puede fijarse en el marco del

ejemplo. Desde el punto de vista de MHI, para un proyecto exitoso, no debería haber notas

rojas. En el ejemplo, el global debe tener el color menos optimista, por cuanto, está reflejando

una falta de éxito. Si todos los parciales tuvieran notas verdes, el resultado global seria verde.

Si alguna de las notas parciales fuera roja, el global será rojo.

Tener la información de Resumen del Estado del Proyecto en el extremo superior derecho de la

tabla del ejemplo, junto con la información de identificación del proyecto, hace que sea

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extremadamente fácil y rápido dar un repaso a todos los proyectos de una compañía y detenerse

a revisar con mayor detalle aquellos cuyos indicadores estén en rojo o naranja.

MHI propone que ENEE, que en su proceso de validación comience a usar este tipo de informes

para reportar la validación del estado de los proyectos.

MHI 09/08/2019

12. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

A consecuencia de la implantación del Sistema de Gestión de Clientes InCMS., EEH se encuentra

estructurando los módulos de Salida de Información que servirán para el análisis de resultados y

elaboración de informes de ENEE, EEH y MHI, razón por la cual el presente informe no contiene

información de Facturación, Recaudo, Saldos, Mora, Corte y Reposición de Suministros por Deuda,

Pérdidas Eléctricas y Cash Recovery Index (CRI), correspondiente al mes de julio de 2019. Por lo

anterior, a falta de datos correspondientes a Julio de 2019, se entregarán resultados a Junio de

2019.

Respecto del Balance de Pérdidas, a Junio de 2019, vale aclarar lo siguiente:

La energía recibida en el mes es un dato firme.

La energía distribuida en el mes es Preliminar por las siguientes razones:

o ENEE no ha recibido de EEH un detalle validado de lo facturado en el Sistema InCMS

para los meses de mayo, junio y julio de 2019.

o Para las ZDG, EEH no separó de manera correcta las fronteras, razón por la cual, se está

trabajando en finalizar el levantamiento de las cuentas facturadas al interior de las

redes de ZDG que poseen macromedidores.

o Del Alumbrado Público encendido las 24 horas y Decreto 13-2016, se está tomando el

valor de cierre de noviembre 2018, estos datos cambiarán una vez que se presente el

informe de validación del censo presentado por EEH.

o Del Alumbrado Público falta restar la energía de las luminarias apagadas las 24 horas,

estos datos se agregarán una vez se presente el informe de validación del censo

presentado por EEH.

o Al 27 de agosto de 2019, ENEE no está en condiciones de actualizar el Balance de

Perdidas del mes de julio de 2019, por cuanto no ha podido validar la facturación de

EEH de los tres meses señalados.

EEH informa que el tiempo promedio de atención de incidencias en Julio2019 fue de 3.94 hrs.,

desde que es recibida la llamada hasta que la incidencia se soluciona.

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La explicación entregada por EEH respecto del deterioro de la Confiabilidad de Servicio en los

últimos seis meses, es que se han efectuado una cantidad importante de Desprendimientos de

Carga para estabilizar el Sistema Eléctrico Nacional (Ver tabla y gráficos siguientes), pero

también está influyendo la disminución en Grupos de Trabajo que ha efectuado EEH, desde

Enero2019 oportunidad en que rebajó las brigadas de 225 (Diciembre2018) a 189 (desde

Enero2019.)

La alteración de Niveles de Confiabilidad de Servicio del Grupo 1 de clientes, no se observa tan

pronunciada en el Grupo 2, a consecuencia que, en desprendimientos de carga para

estabilización del Sistema Eléctrico, la efectividad es mayor al desprender circuitos de alta

densidad de carga y cercanos a los centros de producción de electricidad.

Cabe destacar que las PQR’s Ingresadas en los 12 meses (961,256) + las PQR’s Pendientes a

Junio2018 (8,009), corresponden al Total de PQR’s Acumuladas (981,493) y que el Cociente

entre las PQR’s Resueltas Acumuladas (968,466) sobre las PQR’s Acumuladas por Resolver

(Acumulado + Ingresado = 981,493), muestra una Efectividad Acumulada de 98,67% en 12

meses.

El mes de julio 2019 se inició con la cantidad de 8,009 PQR´s abiertas y finalizó con 13,028 PQR’s

abiertas, creciendo este rezago en relación a junio 2019.

o La demanda de PQR´s durante Julio2019 fue de 83,122, la que aumentó en 22.65%

respecto de Junio2019 (67,770). La demanda de PQR´s de tratamiento fue de 18,142

(21.8% sobre el total recibido), es decir, no se trata de consultas que se resuelven en

primer contacto.

o A nivel nacional, se cerró el 85.7% de la cantidad de PQR´s a resolver en Julio2019, cuyo

número está compuesto por el total de PQR’s resueltas en julio (78,104), dividido por - la

suma de PQR’s remanentes de junio (8,009), más la cantidad de PQR´s que ingresa durante

el mes de julio (83,122).

o En el mes de julio 2019 se resolvieron 72,820 PQR’s que ingresaron en el mismo mes, por

lo tanto, el rendimiento resultó 87.6% (72,820/83,122), en rango inferior a junio de 2019

(89.79%).

Se puede observar que, de las 3,911 encuestas, el 92% se ubicó en las opciones “muy

satisfecho” y “satisfecho”. Al comparar Julio2019 con Junio2019, el nivel “Muy Satisfecho”, se

ha ido desplazando a “Satisfecho y Aceptable”, para lo cual EEH comenta que se ha debido a

los problemas en el sistema de generación de energía eléctrica y los alivios de carga respectivos,

particularmente en la zona noroccidente y litoral.

En vista que a comienzos de 2019 hubo problemas operacionales en los sistemas que tienen

interfaces con el InCMS (SOEEH, SIGCOM), y considerando que estos sistemas también estarían

operativos con la implementación del InCMS 2.0, a propósito de una recomendación de MHI,

EEH efectuó una revisión de la planificación para la implantación del InCMS, hasta que los

actuales sistemas estén depurados por completo, en sus procesos, funcionalidades, reglas del

negocio y una exhaustiva revisión de la operatividad, en conjunto con los módulos del InCMS,

razón por la cual, la puesta en marcha del SGC se prorrogó para Julio2019.

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o Comentario 12 de MHI: En reunión sostenida con el Sr. Fabian Rivera, Administrador Usuario

del proceso de Implantación del Sistema InCMS, se informó lo siguiente:

o En InCMS, a partir de mayo 2019, ya se están procesando los 11,000 mayores clientes, que

representan el 44% de las ventas de electricidad.

o En junio de 2019 se agregó la zona de Danlí (clientes masivos).

o El resto de clientes masivos, aún se estaban procesando en IBM 390 en esos meses de mayo

y junio.

o En julio 2019 EEH toma la decisión de implementar en forma completa el InCMS (todos los

clientes de la empresa).

o Las incidencias detectadas y solucionadas en cada mes de implementación se resumen a

continuación, donde se identifican los módulos que tuvieron mayor proceso de corrección.

El mes de junio 2019 no tiene integrados los datos del sector de Danlí, por lo que la

regularización de lecturas reales y promedios son datos por completar.

Para julio 2019 se observa que hubo un aumento notorio en clientes promediados (14.1% del

total de clientes facturados), al comparar con meses de abril y mayo 2019, en un orden entre

el 9% y 10% del total facturado por mes, respectivamente. Conforme lo indicado por EEH, este

aumento obedece a un porcentaje menor en el filtro de la crítica de lectura y facturación, el

que deja fuera las lecturas reales por desviaciones en el histórico de consumos, y generó más

suministros a promedios; se indica además que ajustarán los parámetros del nuevo sistema

para corregir las desviaciones en las críticas respectivas.

El indicador de efectividad mensual de facturación (EF) ha tenido un Incremento en el mes de

Julio2019 respecto de Junio2019 de 2.85 %. A nivel Acumulado, se ha producido un

decrecimiento de -0.10 %. Entre Julio2018 y Julio2019 el EF ha tenido un decrecimiento de -

1.12 %. A nivel de EF-TAM, en el mismo periodo se ha producido un decrecimiento de -0.38 %.

El Índice de Efectividad en el Control de la Mora ECM es el complemento del ER, es decir, un

porcentaje de todo lo que no se recauda se convierte en Mora. El análisis de Mora que se hace

a continuación, se refiere a la Mora del periodo de operación de EEH, por lo tanto, no considera

la Línea Base de Mora fijada de común Acuerdo entre ENEE y EEH al 30/11/16. Sin embargo, en

cuanto a Recaudo se incluye todo ingreso por venta de electricidad de cada mes, sea de la

operación de EEH o de antes del 30/11/16.

Se observa que la mayoría de los clientes con mora son de la categoría Gobierno.

Para mejorar la disciplina de mercado en el servicio de Corte y Reposición de Suministro por

Deuda, se debe mejorar la calidad de la red de distribución con redes protegidas, proteger el

sistema de medición y mejorar la gestión de cobranza, el corte de energía eléctrica por deuda,

la Reposición de Suministro vs. Pago y la supervisión de terreno.

Con la información disponible por MHI al 27/08/19, se informa que entre Diciembre2016 y

Julio2019 la Pérdida Eléctrica del Sistema de Distribución de ENEE ha disminuido en 3.32 % y

entre Diciembre2017 y Julio2019, la pérdida se ha incrementado en 0.74 %.

No obstante, las irregularidades encontradas tienen una baja efectividad de ocurrencia, la

protección de ingresos en este tipo de segmento es fundamental en el ciclo comercial y

financiero de la Empresa, por su alto impacto en energía no facturada y valor económico

correspondiente.

El valor del CRI proyectado para el Tercer Año resulta 76.49 %.

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En el gráfico siguiente se puede observar la evolución del CRI, desde 68.54% (Agosto2018) a

71.63% (julio2019), lo que significa que EEH deberá hacer un gran esfuerzo para alcanzar en

Noviembre2019 la meta del tercer año de operaciones (76.49 %).

MHI 28/08/2019

supervisión del proyecto “recuperación de pérdidas en los ... · 6 pap: promedio acumulado...

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