Supervisión del Proyecto “Recuperación de Pérdidas en los ...

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Vigesimoséptimo 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”

Mayo 27 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 ....................................................................... 8

5.1. Reporte de Cumplimiento de Niveles de Servicio ...................................................... 8

5.1.1. Efectividad en la Atención de Reportes del COD. ....................................................... 9

5.1.2. Confiabilidad de Servicio Técnico ............................................................................ 11

5.1.2.1. Medición de la Confiabilidad del Servicio Técnico ............................................. 11

5.1.2.2. Resultado Indicadores Confiabilidad Servicio Técnico ........................................ 12

5.1.2.3. Indicadores Confiabilidad Últimos Seis Meses ................................................... 18

5.2. Calidad del Servicio Comercial ................................................................................ 20

6. AVANCE DE OBLIGACIONES DEL OPERADOR INVERSIONISTA ................................... 26

6.1. Mantenimiento del Sistema de Distribución ............................................................ 27

6.2. Sistema Comercial. ................................................................................................. 29

6.2.1. Recursos para el Sistema Comercial y Servicio al Cliente.......................................... 29

6.2.2. Comportamiento Global de la Facturación .............................................................. 32

6.2.3. Índice de Efectividad en la Facturación (EF) ............................................................. 42

6.2.4. Efectividad en el Recaudo – Índice ER ..................................................................... 45

6.2.5. Efectividad en el Control de la Mora – Índice ECM ................................................... 51

6.2.6. Evolución de la Morosidad ...................................................................................... 56

6.2.7. Efectividad del Corte y Reposición de Servicios ....................................................... 60

7. REDUCCIÓN Y CONTROL DE PÉRDIDAS .................................................................... 65

7.1. Indicador de Pérdidas ............................................................................................. 65

7.2. Actualización del Anexo Nº 6 .................................................................................. 69

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

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

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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. OTROS INFORMES SOLICITADOS A MHI ................................................................... 85

9.1. Programa de Reuniones MHI .................................................................................. 85

9.2. Honorario de Éxito por Recuperacion de Mora Segundo Año ................................... 87

9.3. Cierre Segundo Año Reduccion de Pérdidas ............................................................ 89

9.4. Plan de Reduccion de Perdidas Tercer Año ............................................................ 128

9.5. Comision de Revisión de Actas de Irregularidades ................................................. 138

9.6. Desprendimientos de Carga en el Sistema de Distribución ..................................... 140

9.7. Programa de trabajo de Consultor de MHI experto en TI ....................................... 141

10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................. 144

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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 Vigesimoséptimo Informe Mensual, correspondiente al periodo comprendido entre el

19/04/19 y el 18/05/19 ha sido preparado de conformidad a los Requisitos del Informe Mensual,

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

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 Movil Anual entre Mayo2018 y Abril2019

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)

Jun.17 - May.18 1.58 1.74 99.8% 0.91 2.13 2.01 99.7% 1.02

Jul.17 - Jun.18 1.48 1.63 99.8% 0.92 1.67 1.85 99.8% 0.93

Ago.17 - Jul.18 1.41 1.58 99.8% 0.89 1.60 1.80 99.8% 0.93

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

Tabla Nº 2: Indicadores de Calidad de Servicio

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

estacional (Abril2018 vs. Abril2019)

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)

Abr.2018 de EEH 1.14 1.47 0.998 0.78 2.24 1.62 0.997 1.38

Abr.2019 de EEH 1.06 1.14 0.999 0.93 0.67 0.99 0.999 0.68

Abr. 2018 – Abr. 2019 0.08 0.33 -0.01% -0.15 1.57 0.63 -0.22% 0.71

Calificación Mejor Mejor Mejor Peor Mejor Mejor Mejor Mejor

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

La Efectividad mensual en el Recaudo (Recaudo/Facturación) en Abril 2019 resultó 101.22 % con

un recaudo total de MMHNL 2,315.07 sobre una facturacion de MMHNL 2,287.26. El promedio de

recaudo de 12 meses es de MMHNL 2,099.91 lo que equivale a 100.71 % sobre una facturacion

promedio de 12 meses de MMHNL 2,085.00.

Para el presente Informe Mensual Nº 27, correspondiente al periodo comprendido entre el

19/04/19 y el 18/05/19), 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 actualizar los datos relacionados al Cash Recovery Index

(CRI).

Con los antecedentes disponibles por MHI, al cierre del presente informe, al mes de Abril2019, los

resultados muestran el siguiente Balance de Energia del Mes y Acumulado de últimos 12 Meses,

sin ajustes.

Balance Energía – Abril 2019

Energía Entrada GWh 748,063,851

Ventas Totales (GWh) 517,126,753

Pérdidas Totales (GWh) 230,937,098

Pérdidas del Mes (%) 30.87%

Tabla Nº 4: Balance de Energía del Mes

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Balance Energía – Mayo 2018 – Abril 2019

Energía Entrada GWh 8,806,347,795

Ventas Totales (GWh) 6,326,425,101

Pérdidas Totales (GWh) 2,479,922,695

Pérdida Remanente (%) 28.16%

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 y 27.90 % para el Segundo Año de Operaciones, los resultados anuales

de pérdidas acumuladas de energía son los siguientes:

Entre Diciembre2016 y Abril2019 la Pérdida Eléctrica del Sistema de Distribución ha disminuido en 3.79

% y entre Diciembre2017 y Abril2019, la pérdida remanente se ha incrementado en 0.26 %.

5. REQUISITOS DEL INFORME MENSUAL

Este Vigesimoséptimo Informe Mensual, correspondiente al periodo comprendido entre el

19/03/19 y el 18/04/19 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, incluye la información que permite dar cuenta del cierre del Primer

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

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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 Abril2018

comparado con Abril2019.

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.

En Abril2019, el COD recibió 5,175 Ordenes Efectivas; se atendieron 5,175 reportes, o sea el EARCOD

de Abril2019 (Efectividad en la Atención de Reclamos al COD) resultó 100 %.

En la tabla siguiente se presentan los valores informados por EEH entre Mayo2018 y Abril2019 a nivel

Mensual y Promedio Móvil Anual (PMA) en %.

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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

May. 2018 10,996 3,279 1,238 0 6,479 6,479 0 100.00% 99.995%

Jun. 2018 10,322 2,817 1,336 0 6,169 6,169 0 100.00% 99.995%

Jul. 2018 8,501 2,198 1,095 0 5,208 5,208 0 100.00% 99.995%

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%

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 Mayo2018 y Abril2019.

Gráfico Nº 1: Efectividad en la Atención de Incidencias en la red de Distribución

Comentario 1 de MHI: EEH informa que el tiempo promedio de atención de incidencias en Abril2019

fue de 3.15 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%

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

Efectividad % en la Atencion de Reportes del COD

Efectividad por Mes PMA

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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 Abril2018 y Abril2019

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


Abr. 18 1.14 1.47 99.84% 0.78 2.24 1.62 99.69% 1.38

May. 18 1.75 2.08 99.76% 0.84 2.53 2.21 99.65% 1.14

Jun. 18 1.72 1.56 99.76% 1.10 1.60 2.06 99.78% 0.78

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

Tabla Nº 7: Indicadores de Confiabilidad de Servicio

Base de Clientes: De 1,901,545 de Marzo 2019 a 1,913,043 a Abril de 2019

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

1 entre Abril2018 y Abril2019

Gráfico Nº 2: Indicadores Mes Confiabilidad de Servicio Grupo 1

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

2 entre Abril2018 y Abril2019

Gráfico Nº 3: Indicadores Mes Confiabilidad de Servicio Grupo 2

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

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

Indicadores Mensuales Confiabilidad de Servicio Tecnico 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

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

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


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)

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La tabla siguiente muestra una comparación de indicadores de confiabilidad de servicio Abril2018

vs. Abril2019. Se puede observar un leve empeoramiento en CAIDI Grupo 1 y una mejora en el resto de

los indicadores de cada Grupo.

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)

Abr.2018 de EEH 1.14 1.47 99.84% 0.78 2.24 1.62 99.69% 1.38

Abr.2019 de EEH 1.06 1.14 99.85% 0.93 0.67 0.99 99.91% 0.68

Abr. 2018 – Abr. 2019 0.08 0.33 -0.01% -0.15 1.57 0.63 -0.22% 0.71

Calificación Mejor Mejor Mejor Peor Mejor Mejor Mejor Mejor

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

Adicionalmente, se ha confeccionado una segunda tabla que entre los meses de Mayo2018 y Abril2019

representa el Promedio Móvil Anual (PMA) de Indicadores de Confiabilidad de Servicio.

16

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


Jun.17 - May.18 1.58 1.74 99.8% 0.91 2.13 2.01 99.7% 1.02

Jul.17 - Jun.18 1.48 1.63 99.8% 0.92 1.67 1.85 99.8% 0.93

Ago.17 - Jul.18 1.41 1.58 99.8% 0.89 1.60 1.80 99.8% 0.93

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

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

Base de Clientes: De 1,901,545 de Marzo 2019 a 1,913,043 a Abril de 2019

17

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

del Grupo 1 para los periodos interanuales Junio2017 – Mayo2018 y Mayo2018 – Abril2019

Gráfico Nº 4: 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 Junio2017 – Mayo2018 y Mayo2018 – Abril2019

Gráfico Nº 5: Promedio Móvil Anual de Indicadores de Confiabilidad de Servicio Grupo 2

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

Jun.17 -May.18

Jul.17 -Jun.18

Ago.17 -Jul.18

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

Indicadores Promedio Movil Anual de Calidad de Servicio Tecnico Grupo 1



0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

2.00

2.20

Jun.17 -May.18

Jul.17 -Jun.18

Ago.17 -Jul.18

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

Indicadores Promedio Movil Anual de Calidad de Servicio Tecnico Grupo 2



18

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 de Noviembre2018 en relación a Octubre2018 que vuelve a subir en Febrero2019 y Marzo2019 con una leve mejora en Abril2019. Salvo Abril2019, similar situación se produce con CAIDI Grupo 1, que en Marzo2019 se empinó hasta 2.24. Para el SAIFI Grupo 2: Desde Octubre2018 se han mejorado los resultados alcanzando un valor de 0,59 en Noviembre2018 con un alza a 0.65 en Diciembre2018, bajando a 0.37 en Enero2019 y subiendo a 0.99 en Marzo2019 y Abril2019. Respecto del CAIDI Grupo 2 en Febrero2019 se produjo un alza a 1.55 y en Marzo2019 se mantiene alto en 1.51 para bajar a 0.68 en Abril2019. La explicación de EEH, 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 puede estar influyendo la rebaja en Grupos de Trabajo que ha efectuado EEH, desde Enero2019 oportunidad en que rebajó las brigadas de 225 (Diciembre2019) a 189 desde Enero2019.

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


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

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

19

Gráfico Nº 6: Indicadores Semestrales de Confiabilidad de Servicio Grupo 1

Gráfico Nº 7: Indicadores Semestrales de Confiabilidad de Servicio Grupo 2

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 desprendiendo 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

Nov. 18 Dic. 18 Ene. 19 Feb.19 Mar.19 Abr.19




0.30

0.50

0.70

0.90

1.10

1.30

1.50

1.70

Nov. 18 Dic. 18 Ene. 19 Feb.19 Mar.19 Abr.19




20

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 Mayo2018 - Abril2019

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

de PQR’s ha variado entre 83.15 % (Mayo2018) y 92.83 % (Abril2019). En términos acumulados

anuales, a Abril2019 la Efectividad Acumulada es de 99.49 %.

Comentario 2 de MHI: Cabe destacar que las PQR’s Ingresadas en los 12 meses (1,007,300) + las

PQR’s Pendientes a Mayo2018 (14,556), corresponden al Total de PQR’s Acumuladas (1,021,856) y

que el Cociente entre las PQR’s Resueltas Acumuladas (1,016,673) sobre las PQR’s Acumuladas por

Resolver (Acumulado + Ingresado = 1,021,856), muestra una Efectividad Acumulada de 99.49 % en

12 meses.

Mes Pendientes

Mes Anterior

Ingreso Mes Acumulado +

Ingresado Resueltas

Mes Pendientes

Mes Efectividad %

May. 2018 14,556 82,947 97,503 81,073 16,430 83.15%

Jun. 2018 16,430 100,912 117,342 95,061 22,281 81.01%

Jul. 2018 22,281 83,257 105,538 85,301 20,237 80.82%

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%

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%

Acumulado 1,007,300 1,021,856 1,016,673 99.49%

Tabla Nº 11: Evolución del tratamiento de PQR’s

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

de un incremento progresivo en las PQR’s Resueltas.

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

21

Gráfico Nº 8: Evolución del tratamiento de PQR’s

Comentario 3 de MHI: El mes de abril 2019 se inició con la cantidad de 6,988 PQR´s abiertas y

finalizó con 5,184 PQR’s abiertas, la menor cantidad de PQR’s rezagadas a fin de mes, en los últimos

12 meses, también la más baja en la operación de EEH.

La demanda de PQR´s durante Abril2019 fue de 65,312 la que disminuyó en 25% respecto de

Marzo2019 (86,847). La demanda de PQR´s de tratamiento fue de 22%, es decir, no se trata de

consultas que se resuelven en primer contacto.

A nivel nacional, se cerró el 92.83 % de la cantidad de PQR´s a resolver en Abril2019, cuyo número

está compuesto por el total de PQR’s resueltas en abril (67,116), dividido por - la suma de PQR’s

remanentes de marzo (6,988), más la cantidad de PQR´s que ingresa durante el mes de abril

(65,312).

En el mes de abril se resolvieron 60,669 PQR’s que ingresaron en el mismo mes, por lo tanto, el

rendimiento resultó 92.9 % (60,669 / 65,312), en rango inferior marzo de 2019 (93.5%).

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

demanda de PQR’s del mes de Abril2019. La primera de ellas muestra el peso porcentual y la

siguiente las cantidades por tipo de PQR’s.

En Abril2019 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 61%;

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

plazos) que representan el 13%; gestiones relacionadas con el perfil del suministro (solicitud de

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000


Evolucion del Tratamiento de PQR's

Acumulado + Ingresado Resueltas Mes Pendientes Mes

22

nuevos suministros, descuento de tercera edad, cambio de nombre, desconexiones) que

representan el 12%.

CAUSALES (80% de mayores) Mayo

2018 % Junio

2018 % Julio

2018 % Agosto 2018 %

Septiembre 2018 %

Octubre 2018 %

Noviembre 2018 %

Diciembre 2018 %

Enero 2019 %

Febrero 2019 %

Marzo 2019 %

Abril 2019 %

Consulta de Saldo 54 38 45 53 53 52 46 53 49 47 43 45

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

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

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

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

Revisión/Explicación de Factura 5 - 3 3 6 6 7 8 8 9 11 14

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

Tabla Nº 12: Mayores causales de PQR's en %

CAUSALES PQR's ABRIL 2019

CS REF AP SNS RCM PAP ECP DTE Total

Choluteca\San Lorenzo 1,347 681 106 384 236 254 43 81 3,132

Comayagua 2,228 1,345 575 941 318 343 189 192 6,131

Danli 1,322 45 63 238 77 84 26 81 1,936

Juticalpa 870 82 179 251 187 92 63 91 1,815

Tegucigalpa 5,284 2,819 659 736 527 737 376 449 11,587

La Ceiba 999 239 112 163 134 157 127 72 2,003

Tocoa 2,379 550 328 260 157 215 107 79 4,075

El Progreso 10,854 2,042 1,088 621 885 613 727 268 17,098

San Pedro Sula 627 155 98 125 121 101 56 72 1,355

Santa Cruz 1,917 736 69 531 335 116 111 172 3,987

Santa Rosa 1,463 672 355 164 240 149 95 98 3,236

Total 29,290 9,366 3,632 4,414 3,217 2,861 1,920 1,655 56,355

Tabla Nº 13: 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

23

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 3,518

28,497

Comayagua 6,907

Danli 2,245

Tegucigalpa 13,623

Juticalpa 2,204

Litoral La Ceiba 4,704

7,050 Tocoa 2,346

Nor Occidente

San Pedro Sula 19,688

29,765 Santa Cruz 1,712

Santa Rosa 4,580

El Progreso 3,785

TOTAL PQR's 65,312 65,312

Tabla Nº 14: Distribución de Demanda por Tipo de PQR’s por Sector

Las 65,312 PQR’s demandadas en abril, tuvieron la siguiente distribución por Canales de Atención:

49,843 PQR’s ingresadas vía Oficinas Comerciales

13,837 PQR’s ingresadas vía Call Center

1,632 PQR’s ingresadas vía Atención Móvil

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

Gráfico Nº 9: Histórico de Gestiones PQR’s por Canal de Atención

24

Aspectos Relevantes de la Operación de Abril2019:

Cierre de mes con la cantidad de gestiones PQR’s en proceso más baja en la operación de EEH.

Indisponibilidad del sistema de facturación IBM 390 por aproximadamente 41 horas (21% de

las horas laborales).

Disminución de demanda de consultas de saldo en 21% respecto de Marzo2019.

Instalación de TV ticket en oficinas de Santa Rosa y Villanueva.

Ampliación de oficina El Centro en San Pedro Sula agregando 3 ventanillas.

Reubicación de oficina El Progreso a instalaciones en Mall Megaplaza.

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

Detalle Cantidad Porcentaje

Llamadas Atendidas 361,049 86.19%

Llamadas No Atendidas 57,847 13.81%

Total de Llamadas Recibidas 418,896 100.00%

Tabla Nº 15: Llamadas atendidas por Call Center

mes Llamadas

Total Llamadas Eficiencia % Atendidas No atendidas

May-18 411,324 35,163 446,487 92.12%

Jun-18 371,482 50,522 422,004 88.03%

Jul-18 351,240 32,114 383,354 91.62%

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%

PMA 326,859 31,372 366,017 89.30%

Tabla Nº 16: 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

25

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 abril 2019.

La encuesta en abril 2019 fue realizada a una muestra de 3,331 clientes, quienes concurrieron

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

para las cuatro dimensiones o preguntas realizadas:

Tabla Nº 17: Atención, Amabilidad y Actitud de Servicio

Tabla Nº 18: Conocimiento del Gestor SAC

Tabla Nº 19: Presentación Personal del Gestor SAC

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

Centro Sur 70.7% 26.8% 1.5% 1.0% 0.0%

Litoral Atlántico 29.9% 60.9% 6.1% 2.6% 0.6%

Nor Occidente 30.3% 61.9% 5.6% 1.9% 0.3%


Centro Sur 69.7% 25.9% 3.0% 1.3% 0.0%


Nor Occidente 29.7% 59.3% 8.0% 2.7% 0.2%


Centro Sur 73.5% 26.2% 0.3% 0.0% 0.0%


Nor Occidente 33.1% 59.9% 6.9% 0.1% 0.0%

26

Tabla Nº 20: Comodidad de las Sedes

Comentario 4 de MHI: De las tablas anteriores, se puede observar que al mes de Abril2019 el nivel

de satisfacción de clientes de la zona Centro Sur, en general, es mejor que en el resto de las zonas.

Además, al comparar Abril2019 con Marzo2019, el nivel “Muy Satisfecho”, ha ido disminuyendo hacia

los niveles “Satisfecho y Neutro”, en especial para Litoral Atlántico en las variables encuestadas.

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.


Centro Sur 74.6% 24.7% 0.5% 0.2% 0.0%


Nor Occidente 26.8% 58.5% 12.0% 2.5% 0.2%

27

6.1. Mantenimiento del Sistema de Distribución

Actividades de mantenimiento de instalaciones

En el periodo comprendido entre los meses de Mayo2018 a Abril2019 las actividades de

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

28

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

Promedio 12 meses

Transformadores Reemplazados 138 130 94 109 124 116 85 121 53 55 40 75 1,230 103

Postes Reemplazados 502 527 603 632 524 530 621 416 353 190 212 191 5,849 487

Cuchillas Cortocircuitos 214 279 251 252 219 163 216 161 163 146 139 145 2,618 218

Pararrayos (10 y 27 kV) 110 147 127 103 105 83 123 96 72 73 92 84 1,362 114

mts. de Conductores Varios 20,454 22,450 24,263 19,072 16,596 15,257 16,034 9,380 2,362 8,252 8,575 7,957 188,252 15,688

Promedio Grupos de Trabajo 218 218 218 218 218 225 225 225 189 189 189 189 2,739 228

Tabla Nº 21: 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 May.18 Jun.18 Jul.18 Ago.18 Sep.18 Oct. 18 Nov. 18 Dic. 18 Ene.19 Feb.19 Mar.19 Abr. 19 Promedio

Centro-Sur 85.66% 89.86% 90.03% 92.43% 94.27% 82.46% 96.63% 91.10% 97.37% 94.18% 91.56% 85.37% 98.86%

Noroccidente 76.09% 71.43% 75.37% 79.23% 84.89% 84.48% 89.92% 69.87% 76.62% 96.30% 87.00% 77.27% 89.44%

Litoral Atlántico 75.15% 84.56% 76.15% 80.12% 85.50% 65.75% 80.13% 85.06% 72.50% 89.74% 72.73% 80.28% 85.98%

Tabla Nº 22: % de Avance del Plan Mensual de Mantenimiento programado

29

Comentario 5 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

En el mes de Abril2019 el proceso de facturación continúa efectuándose en el SGC - IBM 390.

Adicionalmente se realiza una facturación en paralelo en el InCMS para mantener información al

día. EEH sigue supervisando la operación administrativa que aún está en manos de ENEE.

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.

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.

30

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.

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.

31

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.

Comentario 6 de MHI: En vista de los problemas identificados en los sistemas actuales en operación

y considerando que estos sistemas son los que estarán operativos con la implementación del InCMS

2.0, con interfaces, 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 7 de MHI: En reunión sostenida con el Sr. Fabian Rivera, Administrador Usuario del

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

32

En InCMS ya se están procesando los 11,000 mayores clientes, que representan el 44% de

las ventas de electricidad.

Los clientes masivos, aún se están procesando en IBM 390.

Dado que el proceso para los 11,000 mayores clientes está funcionando satisfactoriamente en

InCMS, el sistema IBM 390 se apagó para el proceso normal de altos consumidores.

En Junio2019 se inicia el proceso InCMS para clientes masivos.

Si bien es cierto, InCMS tiene soluciones para Liquidaciones, Subsidios, Amnistías, Refacturaciones,

Alumbrado Público, Servicios, no es menos cierto que las reglas de negocios han cambiado y se ha

tenido que actualizar los programas a las nuevas reglas.

También, ha debido mejorarse el proceso de liquidación de DMx, histórico de reactivos,

mecanismos de promedios, cálculo de intereses por mora.

En todo caso, luego de la puesta en marcha, se consumirán dos meses en el proceso de

estabilización de la operación de InCMS.

Comentario 8 de MHI: Con relación al problema generado por EEH al facturar clientes en base a

promedios, cuyas rectificaciones fueron dispuestas por SAPP, el dia 17 de mayo de 2019 se efectuó

una reunión en la que participaron los representantes del Área Comercial de EEH, del Área

Comercial de ENEE, CREE, SAPP y MHI. El Encargado de Regulación de EEH explicó que la reunión

correspondía al cierre de este proceso. El Informe Final que entregará EEH correspondiente a

Abril2019 considera todas las rectificaciones que se comenzaron a realizar a los clientes en el mes

de Diciembre2018.

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 Abril2018 y Abril2019 aumentó desde 254.4 kWh/Cliente-

mes a 270.2 kWh/Cliente-mes.

33

Gráfico Nº 10: Comportamiento del Consumo Promedio por Cliente (kWh/clte)

Se observa que entre Abril2018 (1,790,057) y Abril2019 (1,873,485) se ha incrementado la cantidad

de clientes en 83,428 clientes.

Mes Facturado

GWh Cantidad de

Clientes

Consumo Promedio

por Cliente kWh/clte

Apr-18 455.42 1,790,057 254.4

May-18 551.06 1,795,282 306.9

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

Tabla Nº 23: Evolución de la Facturación Mensual

La energía facturada aumentó entre Abril2018 (455.42 GWh) y Abril2019 (506.13 GWh) en 50.71 GWh

y el Consumo Promedio por Cliente aumento en 15.7 kWh/Cliente.

254.4

306.9

289.8 293.5

318.8 319.8

305.1

290.7

239.7

257.3

256.6

286.3

270.2

235.0

245.0

255.0

265.0

275.0

285.0

295.0

305.0

315.0

325.0

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

Consumo Promedio kWh/cliente

34

Gráfico Nº 11: Crecimiento de Clientes – Comportamiento de Energía

Comentario 9 de MHI: (B. AVANCE DE LOS PROCESOS): A continuación, se entrega un informe de

la evolución de correcciones a los problemas mencionados en los Informes Mensuales de

Noviembre2018 y Diciembre2018 (Promedios mal aplicados a Abonados, Ajustes, Retroactividad,

Regulación).

El Comité Interinstitucional conformado por representantes de ENEE, EEH, SAPP, CREE y MHI, para

resolver los problemas que se han causado a los abonados del servicio eléctrico del país, ha

sesionado con regularidad los días jueves de cada semana. En ese Comité se ha efectuado

seguimiento a los casos identificados en las bases de datos del Sistema Comercial de EEH y a

reclamos realizados por los clientes del servicio eléctrico.

A. ANTECEDENTES

En el marco del cumplimiento de los compromisos adquiridos por EEH, los que se ven reflejados

en la tarea de reducción del volumen de clientes promediados, hubo que definir el punto de

partida para la evaluación de la gestión realizada en la reducción de promedios. El punto de partida

se definió como la fecha de cierre del mes de septiembre de 2018. Esta fecha fue acordada por el

Comité Interinstitucional.

1,790,057 1,795,282

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

455.42551.06

521.36

529.23

579.76 585.28

560.48533.09

441.62

475.79

476.22

533.21 506.13

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

Nú

mer

o d

e C

lien

tes

GW

hConsumo de Energía/Crecimiento de Clientes

Cantidad de Clientes Facturado GWh

35

SEGMENTO Sep-18

Asociado a Equipo de Medida 113,147

Lectura No Actualizada 155,981

Otros (Antes Migración - No Encontrados - Crítica) 34,240

Fuerza Mayor 34,532

Caso Fortuito (Desastre Natural) 1,404

TOTAL 339,304

Tabla Nº 24: Clientes promediados a nivel nacional con corte al 30 de sept de 2018

A Septiembre2018 se identificaron promedios aplicados a 339,304 clientes que se encuentran

incluidos en una tipología o segmento que permite enmarcarlos en una causal específica, las que

han sido explicadas y documentadas en reuniones con autoridades y el Comité Interinstitucional.

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

CONSUMOS ESTIMADOS

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

comprendido entre enero 2018 y abril del 2019, 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* 876.265 79.409 11.837 967.511

Tabla Nº 25: Evolución de clientes Promediados, clientes con lectura real y estimación de consumos, periodo Enero2018 a Mayo2019

36

* Se incluyen datos al día de facturación del 20 de mayo de 2019, según los datos procesados

directamente en el Sistema de Gestión Comercial a esa fecha.

Comentario 10 de MHI: Con las actividades realizadas en lo concerniente a la toma de lectura y

facturación, la reducción de promedios de abril respecto de marzo 2019, alcanzó a 6,634 abonados,

quedando finalmente 188,704 abonados con promedios, de un total de 1,873,484 clientes

facturados en abril en el Sistema (10.07%), con una menor proporción de promedios que en el mes

anterior (10.49%).

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

real y con estimaciones de consumos.

Gráfico Nº 12: Clientes por código de lectura al 20 de mayo de 2019: Real (0) – Promedio (2) – Estimada (5)

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

facturación del Sistema de Gestión Comercial de EEH, y el dato de mayo 2019 equivale a la lectura

al 20/05/2019, por lo que faltan lecturas de ciclos que no han sido leídas dentro del proceso

comercial de mayo 2019.

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

promedios para el mes de abril de 2019:

SEGMENTO Clientes en Promedio

abril’19

Diferencia menor en relación a marzo’19

Asociado al Equipo de Medida 51,684 3,705

Servicio Directo 16,870 385

Lectura No Actualizada 71,296 2,236

Otros (antes migración - no encontrados - crítica) 29,915 465

0200,000400,000600,000800,000

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

Clientes por código de lectura

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

37

SEGMENTO Clientes en Promedio

abril’19

Diferencia menor en relación a marzo’19

Fuerza Mayor 18,862 -248

Caso Fortuito (Desastre Natural) 77 91

TOTAL CLIENTES CON PROMEDIOS 188,704 6,634

TOTAL CLIENTES FACTURADOS 1,873,484 -11,250

% Participación Promedios 10.07% 0.42%

Tabla Nº 26: Clientes Promediados por Segmento de origen, abril 2019

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 13: Evolución planificada de Promedios a Nivel Empresa, propuesta por EEH en 2019

Las tablas siguientes muestran los clientes con Promedios por Sector en Abril2019, 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.

Sector EEH

Código de lectura 0:

Real



CHOLUTECA\SAN LORENZO

129.288

12.274

3.392

COMAYAGUA

165.711

17.116

1.806

DANLI

62.919

1.958

340

EL PROGRESO

90.409

8.921

3.416

38

Sector EEH

Código de lectura 0:

Real



JUTICALPA

70.039

5.175

2.090

LA CEIBA

105.418

7.859

1.096

SAN PEDRO SULA

323.813

68.570

6.307

SANTA CRUZ

85.152

12.298

1.435

SANTA ROSA

171.115

16.393

4.358

TEGUCIGALPA

367.437

29.911

3.247

TOCOA

84.126

8.229

1.866

TOTAL 1.655.427 188.704 29.353

Tabla Nº 27: Clientes destacados con Promedios por Sector, abril 2019

Gráfico Nº 14: Clientes con lectura Real, con Promedios y Estimada, por Sector, Abril2019

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

Clientes por Sector_EEH

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

39

Tabla Nº 28: Histórico de Clientes Promediados por Sector, Febrero2018 a Abril2019

Gráfico Nº 15: Histórico de Clientes con Promedios por Sector, Febrero2018 al 20 de Mayo2019

C. VERIFICACIONES Y EVOLUCIÓN DE CLIENTES PROMEDIADOS

Durante el proceso de verificación efectuada por el Comité de Seguimiento Comercial

Interinstitucional, se han realizado diversos análisis a los casos de clientes promediados, así por

ejemplo, se analizaron clientes de la Base de Datos Comercial que tuvieran diferencias entre los

consumos aplicados y la fórmula de cálculo que efectivamente debería aplicarse a clientes

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-19CHOLUTECA\SAN LORENZO15.220 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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Clientes por Sector con código de lectura '2' Promedio

40

promediados, en base a la normativa vigente. Este análisis consistió en una revisión del periodo

comprendido entre Junio2018 y Octubre2018 - periodo desde la toma de control informático de

procesos comerciales en EEH en su primera etapa, hasta el mes anterior a la revisión del Comité

Interinstitucional - de manera que las diferencias en este periodo se comparen entre sí,

obteniéndose diferencias mayores o iguales a cero y menores que cero.

Los equipos de las Áreas Comerciales de EEH y ENEE han informado al Comité Interinstitucional

que está pendiente el análisis que permitirá concluir si es necesario realizar rectificaciones a

clientes que tengan promedios no ajustados a valores efectivos en su facturación.

Por otro lado, en Abril2019, EEH presenta cuántos clientes se han rectificado de los promedios

pendientes del mes de Febrero2019 (casos denominados NULL), indicando que asciende a 73,169

clientes. De estos, 37,580 clientes que se les hizo un cargo, con 484,623 kWh, y con 2,206,892

Lempiras equivalentes; y 35,589 clientes que se les hizo un crédito a favor de los clientes, con

1,266,566 kWh y con 5,508,816 Lempiras equivalentes de crédito.

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

En la Tabla siguiente, se muestra el volumen de medidores instalados mensualmente a Marzo2019,

correspondiente a los clientes que presentaron anomalías de lectura asociada a la medida.

Este plan está enfocado a la corrección del universo de los 113,147 usuarios promediados en el

mes de Septiembre2018, sobre los cuales se tiene el compromiso de la normalización en siete meses,

a partir de Diciembre2018. Los datos a Abril2019 no se han tenido disponibles a la fecha del presente

informe, sin embargo, es importante tener presente que el plan debe ser priorizado por EEH según

se comenta a continuación.

Mes evaluado -

Corrección de anomalías

Asociadas a la Medida

sep-18 oct-18 nov-18 dic-18 ene-19 feb-19 mar-19 Total Corregido

(mes evaluado)

sep-18 3,267 4,330 7,964 6,118 5,941 3,870 31,490

oct-18 2,471 1,846 1,776 1,450 793 8,336

nov-18 2,531 1,087 1,015 760 5,393

dic-18 1,165 1,162 1,403 3,730

ene-19 608 523 1,131

feb-19 664 664

Medidores

Instalados mes 3,267 6,801 12,341 10,146 10,176 8,013 50,744

TOTAL MEDIDORES INSTALADOS 50,744

Tabla Nº 29: Evolución instalaciones de medidores, Clientes con anomalías de lectura asociadas a la medida

41

Comentario 11 de MHI: Según los resultados a Marzo2019 en la instalación de medidores a clientes

que presentaron anomalías de lectura asociada a la medida, se observa que no se llegará a la meta

planteada para siete (7) meses, es decir, lograr reducir 113,147 abonados con promedios por medio

de instalación de medidores.

MHI planteó este problema al Comité Interinstitucional, razón por la cual, EEH informó que dará

prioridad a este objetivo, dentro de sus planes globales de instalación de equipos de medida.

E. Procedimiento de cobro de Irregularidades y Normativa.

Dentro del Comité Interinstitucional, en Abril2019 se analizaron los procesos en los cuales se basó

la aplicación de irregularidades de EEH en el año 2018, las diferentes políticas y reglamentos

aplicados, y los datos que resultaron de esas aplicaciones.

EEH presentó que, en el segundo año de operaciones, se facturaron a 68,579 clientes, con una

energía facturada de 128 GWh, y dentro de éstos el 7% aplicó a amnistía, el 6% no ha realizado

ningún pago y el 68% ha realizado un pago total o parcial, como se muestra en la siguiente tabla

N° 30:

Tabla Nº 30: Clientes con Irregularidades liquidadas en 2018

En la Comisión de Pérdidas del Comité de Coordinación, se analizó que hay un gran número de

Actas de Irregularidades que no fueron liquidadas en el año 2018 y que a mayo de 2019 aún no se

han liquidado.

Para lo anterior se conformó una Comisión de Revisión de las Actas pendientes, conformada por

representantes de ENEE, EEH y MHI.

EEH ha manifestado que las situaciones de ámbito y cambios regulatorios que afectaron el normal

proceso de facturación de las actas por irregularidades, levantadas por EEH fueron las siguientes:

14 de noviembre de 2017: Convulsión Social que se prolongó hasta diciembre 2017 y enero

2018, a causa del proceso eleccionario.

Resoluciones CREE 071 y CREE 050

ESTADO DEL AJUSTE CLIENTES ENERGÍA FACTURADA kWh

AMNISTÍA 4,857 7,801,192

NO HA PAGADO 13,545 50,673,545

SE RECTIFICÓ AJUSTE PARCIAL O TOTAL 3,790 13,901,111

PAGO Y/O ACUERDO DE PAGO 46,387 56,353,589

Total general 68,579 128,729,437

42

Oficios CREE 262-2018 y CREE 004-2019

Instrucciones escritas, como es el caso de la Nota de CREE que instruye la caducidad de las

actas.

EEH indica que, a Mayo2019, el 90% de las actas levantadas en el Segundo Año de Operaciones,

como efecto de la regulación resultan improcedentes de aplicar.

Se acordó aplicar la siguiente metodología en la revisión de las Actas de Irregularidades:

a. Revisión en conjunto de la base de datos que dispone EEH de las Actas de Irregularidades

Tipificación de los casos (Daños a los Equipos de Medida en Régimen, Tratamiento de

Nuevos Suministros, Violación de Sellos).

Por Fecha de Vigencia de la Reglamentación, que resulte de aplicar CRE051, CREE071,

Oficios de CREE e Instrucciones.

Por tipo de Medida (Indirecta, Semidirecta y Directa)

Cuantificación de los casos por tipo

Análisis de c/u de las muestras

Informe de Diagnóstico

b. Muestras estadísticas aleatorias para revisión en conjunto y selección aleatoria por tipo en

la Base de Datos de las Actas de Irregularidades.

90% Confianza

5% Error

Determinación de la Muestra Estadística Representativa por tipo

El universo de las Actas será entregado por EEH a MHI para que MHI genere la muestra aleatoria

aplicando la clasificación indicada en el inciso a.

Finalmente, Grandes Clientes por encima de 500 KVA con anomalías serán tratados

separadamente.

6.2.3. Índice de Efectividad en la Facturación (EF)

Considerando que la energía facturada en Abril2019 fue: 506,134,254 kWh y la energía que ingresó

al sistema de distribución fue: 748,063,851 kWh (Dato de previsión de entradas para el mes de

Abril2019).

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

Eficiente)

Índice EF (Abril2019) = (506,134,254 kWh) / (748,063,851 kWh * 0.9)

43

EF (Abril2019) = 75.18 %

El índice EF mensual de Abril2019 es menor que el de Marzo2019 (Abril2019: 75.18 % y Marzo2019 79.25

%

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:

El índice EF (TAM Abril2019) = (6,284,430,415 kWh) / (8,821,456,425 kWh * 0,9)

EF (TAM Abril2019) = 79.16 %

Por otra parte, el índice EF TAM de Abril2019 es mayor que el de Marzo2019 (Abril2019 79.16 % y

Marzo2019 78.65 %).

En la siguiente tabla y su grafico se representa el EF – mes y el EF – TAM entre Abril2018 y Abril2019.

Mes Efectividad

Facturación % EF - mes

Efectividad Facturación %

EF - TAM

Abr. 18 67.80% 79.16%

May. 18 78.19% 79.26%

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%

Tabla Nº 31: Evolución del Índice EF

44

Gráfico Nº 16: Comportamiento del Índice mes e Índice TAM-mes de la Facturación (%)

67.80%

78.19%

78.92%75.60%

83.33%

86.85%

83.89%

82.63%

71.00% 73.33%

78.25%

79.25%

75.18%

79.16%

79.26% 78.85%

78.34%

79.13%79.80%

80.15%

80.26%

78.83% 78.58% 78.08%

78.65%

79.16%

67.00%

72.00%

77.00%

82.00%

87.00%

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

45

Comentario 12 de MHI: El indicador de efectividad mensual de facturación (EF) ha tenido un

crecimiento en el mes de Abril2019 respecto de Abril2018 de 7.38 %. A nivel Acumulado, la diferencia

es 0%.

Con relación al EF-TAM, en el mismo periodo se ha producido un crecimiento de 0.51 %,

alcanzándose en Abril2019 un EF-TAM de 79.16 %.

6.2.4. Efectividad en el Recaudo – Índice ER

Se puede observar en los cuadros siguientes que el ER-mes alcanzo en Abril2019 un valor de 101.22%

y el ER-TAM alcanzo un valor de 100.71%.

46

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 + Recaudación de Mora /


Mayo 18 1,916.57 1,716.28 200.29 2,157.63 79.54% 9.28% 88.83%

Junio 18 1,963.53 1,739.06 224.46 2,056.39 84.57% 10.92% 95.48%

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%

Promedio 2,099.91 1,842.41 257.50 2,085.00 88.36% 12.35% 100.71%

Tabla Nº 32: Efectividad % en el Recaudo (ER)

47

El Gráfico siguiente muestra los valores mensuales de la evolución del indicador ER entre Mayo2018

y Abril2019

Gráfico Nº 17: 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 Mayo2018 y Abril2019.

Gráfico Nº 18: Facturación y Recaudo mensual [MMHNL]

88.83%

95.48%

107.35%

102.19%

99.51%

95.61%

100.41%

117.28%

108.95%

100.79%

96.16%

101.22%

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

48

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 Mayo2018 y Abril2019 en término de valores acumulados – mes.

49

2018 - 2019

Meses Recaudo Total

MMHNL Recaudo Corriente

MMHNL Recaudo de

Mora MMHNL




Recaudación de Mora / Facturación Mensual

(%)

Recaudación del Mes + Recaudación de Mora /


May.2018 22,441.40 15,262.22 7,179.17 23,404.16 65.21% 30.67% 95.89%

Jun.2018 22,448.58 15,753.09 6,695.47 23,261.21 67.72% 28.78% 96.51%

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%

Promedio 2,099.91 1,842.41 257.50 2,085.00 88.36% 12.35% 100.71%

Tabla Nº 33: Efectividad % en el Recaudo (ER) a nivel PAP y PMA

50

Gráfico Nº 19: Progresión Mensual del PMA de Facturación y Recaudo en MMHNL

Gráfico Nº 20: Evolución Mensual del Indicador ER (Efectividad %)

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

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

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

Recaudo Total MMHNL Recaudo Corriente MMHNL

Recaudo de Mora MMHNL Facturación Mensual MMHNL

12.00%22.00%32.00%42.00%52.00%62.00%72.00%82.00%92.00%

102.00%

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 (%)

51

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 13 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 Mayo2018 y Abril2019

52

2018 - 2019

Meses Recaudo Total

MMHNL

Recaudo Corriente MMHNL

Recaudo de Mora

MMHNL




Recaudación de Mora / Facturación

Mensual (%)

Recaudación del Mes + Recaudación

de Mora / Facturación Mensual

(%)

Efectividad en el Control de la

Mora %

May.18 1,916.57 1,716.28 200.29 2,157.63 79.54% 9.28% 88.83% 11.17%

Jun.18 1,963.53 1,739.06 224.46 2,056.39 84.57% 10.92% 95.48% 4.52%

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%

Promedio 2,099.91 1,842.41 257.50 2,085.00 88.36% 12.35% 100.71% -0.71%

Tabla Nº 34: Evolución Mensual de los Indicadores ER y ECM

53

El valor de ECM correspondiente al mes de Abril2019, en términos acumulados, resulto - 0.71 %

proveniente de la aplicación de la formula ECM: Febrero2019 = 1- ER = 100 % - 100.71 % = - 0.71 %.

Gráfico Nº 21: Efectividad en el Recaudo y Efectividad en el Control de la Mora %

Gráfico Nº 22: Efectividad Mensual en el Control de la Mora %

95.89% 96.51% 97.04% 97.01% 97.31% 97.22% 97.44% 99.01%99.77% 100.24%100.29%

100.71%

4.11% 3.49% 2.96%2.99%

2.69% 2.78% 2.56%0.99% 0.23%

-0.24% -0.29%

-0.71%

-15.00%

5.00%

25.00%

45.00%

65.00%

85.00%

105.00%


Efectividad en Recaudo y Efectividad Control de Mora (%)

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

11.17%

4.52%

-7.35%

-2.19% 0.49%4.39%

-0.41%

-17.28%-8.95%

-0.79%

3.84%

-1.22%

-18.00%

-13.00%

-8.00%

-3.00%

2.00%

7.00%

12.00%


Efectividad mensual en el Control de la Mora %

54

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.

2017 - 2018

Meses Recaudo Total

MMHNL

Recaudo Corriente MMHNL

Recaudo de Mora

MMHNL




Recaudación de Mora / Facturación

Mensual (%)

(Rec. Mes + Rec. Mora) / Facturación

Mensual (%) PMA de ECM (%)

May. 2018 22,441.40 15,262.22 7,179.17 23,404.16 65.21% 30.67% 95.89% 4.11%

Jun. 2018 22,448.58 15,753.09 6,695.47 23,261.21 67.72% 28.78% 96.51% 3.49%

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%

PMA - Abr.2019 2,099.91 1,842.41 257.50 2,085.00 88.36% 12.35% 100.71% -0.71%

Tabla Nº 35: Efectividad Acumulada del ER y ECM en MMHNL y %

55

Gráfico Nº 23: Efectividad Acumulada en el Control del Recaudo %

Gráfico Nº 24: Efectividad Acumulada en el Control de la Mora %

95.89%

96.51%

97.04%

97.01%

97.31%97.22%

97.44%

99.01%99.77%

100.24%

100.29%

100.71%

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%


Promedio Movil Acumulado de ER %

4.11%

3.49%

2.96% 2.99%

2.69%

2.78%

2.56%

0.99%

0.23%

-0.24%

-0.29%

-0.71%

-0.77%

0.23%

1.23%

2.23%

3.23%

4.23%


Promedio Movil Acumulado de ECM (%)

56

6.2.6. Evolución de la Morosidad

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

La composición de la cartera con cierre al 30 de abril 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 25: Saldo de la Mora al 30 de abril 2019 por Sector

Residencial; 3,661; 41%

Comercial; 2,361; 26%

Industrial; 341; 4%

Gobierno; 2,611; 29%

Mora al 30 de abril 2019en MMHNL

57

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

millones de Lempiras] al 30 de abril de 2019.

Sector Consumo

30 días 60 días 90 días 120 días Totales %

Mora

% Client

es

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

Residencial 134,204 108 44,325 49 25,742 35 260,673 3,469 464,944 3,661 41% 89%

Comercial 8,448 32 2,517 19 1,548 15 33,410 2,295 45,923 2,361 26% 9%

Industrial 136 19 43 12 13 8 531 302 723 341 4% 0%

Gobierno 1,454 41 774 36 415 28 8,235 2,506 10,878 2,611 29% 2%

TOTAL 144,242 200 47,659 115 27,718 85 302,849 8,573 522,468 8,973 100% 100%

Participación 28% 2% 9% 1% 5% 1% 58% 96% 100% 100%

Tabla Nº 36: 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 41%.

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

contribuyen al 59% de los valores en mora.

Del total de los 302,849 clientes ubicados en la banda morosa de 120 días, el 86%

pertenecen al sector Residencial y el 14% son clientes de Gobierno, Comerciales e

Industriales. Sin embargo, el 59% 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% de la morosidad.

Gráfico Nº 26: Evolución de la cartera Morosa (saldos abril’19)

58

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 37: Principales Clientes que presentan la mayor mora (Lempiras) en la banda de 120 días

Comentario 14 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

59

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

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

que ya se venía aplicando.

60

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 38: 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 Abril2019 en términos Mensuales alcanza 14.7 % y acumulados 28.8 %.

Mes Cortes

Programados Cortes

Ejecutados Efectividad del Corte

PMA %

May. 18 90,696 49,279 54.3% 53.7%

Jun. 18 11,688 6,040 51.7% 53.5%

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%

Tabla Nº 39: Efectividad de Cortes de Suministro – Cortes programados por EEH vs. Cortes Ejecutados

61

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 27: 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 Abril2019. 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 %

May. 18 49,279 14,628 29.7% 31.3%

Jun. 18 6,040 3,594 59.5% 33.2%

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%

Tabla Nº 40: Efectividad de Cortes de Suministro- Cortes Efectuados vs. Reconexiones

13.0%

23.0%

33.0%

43.0%

53.0%

63.0%


Evolucion de la Efectividad del Corte

Efectividad del Corte PMA % Linear (Efectividad del Corte)

62

En el gráfico siguiente se puede observar que de cada 100 cortes declarados como efectuados, a

nivel Promedio Móvil Anual, las reposiciones efectuadas resultan 70.2 %, pero en el mes fueron

93.2 %.

Gráfico Nº 28: Evolución de la Efectividad de Reconexiones vs. Cortes Ejecutados

Comentario 15 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

Abril2019 la Efectividad del Corte es 89.7 % y en términos Promedio Móvil Anual es 70.9 %. Es decir,

por cada HNL 100 de deudas programadas para corte, el valor recuperado es HNL 70.9.

Mes Programados a Corte HNL

Recaudado por Corte HNL

Efectividad del Corte

PMA %

May. 18 139,126,472 46,363,790 33.3% 44.7%

Jun. 18 13,193,250 7,404,638 56.1% 45.0%

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%

21.0%

31.0%

41.0%

51.0%

61.0%

71.0%

81.0%

91.0%

101.0%


Evolucion de la Efectividad de Reposiciones

Efectividad en Reposiciones PMA % Linear (Efectividad en Reposiciones)

63

Mes Programados a Corte HNL

Recaudado por Corte HNL

Efectividad del Corte

PMA %

Mar. 19 58,874,576 62,910,048 106.9% 68.0%

Abr. 19 91,645,107 82,200,708 89.7% 70.9%

Tabla Nº 41: Efectividad Monetaria del Corte de Suministro

El gráfico siguiente muestra la Efectividad Monetaria del Corte a Abril2019

Gráfico Nº 29: Efectividad del Recaudo proveniente del Corte por Deuda

Comentario 16 de MHI: En materia de acciones de cobranza a través de suspensiones de suministro

a clientes morosos, EEH ha implementado un sistema de Gestion 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%


Evolucion de la Efectividad Monetaria del Corte

Efectividad del Corte PMA % Linear (Efectividad del Corte)

64

Mercado Mes Mora Potencial de Corte

Cortes Ejecutados

Clientes Suspendidos

Deuda Clientes

con Pagos Recaudo Reconexiones

Efectividad Clientes

Efectividad Recuperacion

Efectividad de Reconexiones

Masivos

Mora > 20 dias 3,717 762 762 3,790,887 710 3,722,025 710 93.18% 98.18% 93.18%

Mora 30 Dias 1,832 1832 1832 9,418,238 1783 8,395,577 1,786 97.33% 89.14% 97.49%

Mora 60 Dias 271 103 103 908,748 87 643,683 87 84.47% 70.83% 84.47%

Mora 90 Dias 136 49 49 621,387 48 405,009 49 97.96% 65.18% 100.00%

Mora 120 Dias 479 156 156 16,585,824 92 573,493 94 58.97% 3.46% 60.26%

Altos Consumidores Mora > 15 Dias 76 32 32 1,221,019 30 1,055,395 30 93.75% 86.44% 93.75%

Gobierno Mora > 30 Dias 729 8 8 550,229 5 28,274 7 62.50% 5.14% 87.50%

Total General 7,240 2,942 2,942 33,096,332 2,755 14,823,456 2,763 93.64% 44.79% 93.92%

Tabla Nº 42: Efectividad de Recuperación con Corte a Distancia

65

7. REDUCCIÓN Y CONTROL DE PÉRDIDAS

Para el presente Informe Mensual Nº 27, correspondiente al periodo comprendido entre el

19/04/19 y el 18/05/19), 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 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 Abril2019, los

resultados muestran el siguiente Balance de Energia del Mes y Acumulado de los últimos 12 Meses,

sin ajustes.

Balance Energía – Abril 2019

Energía Entrada GWh 748,063,851

Ventas Totales (GWh) 517,126,753

Pérdidas Totales (GWh) 230,937,098


Tabla Nº 43: Balance de Energía del Mes

Balance Energía – Mayo 2018 – Abril 2019

Energía Entrada GWh 8,806,347,795

Ventas Totales (GWh) 6,326,425,101

Pérdidas Totales (GWh) 2,479,922,695

Pérdida Remanente (%) 28.16%

Tabla Nº 44: Balance de Energía Acumulado Últimos 12 meses

66

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

Primer Año de Operaciones y 27.90 % para el Segundo Año de Operaciones, los resultados anuales

de pérdidas acumuladas de energía son los siguientes:

Entre Diciembre2016 y Abril2019 la Pérdida Eléctrica del Sistema de Distribución ha disminuido en 3.79

% y entre Diciembre2017 y Abril2019, la pérdida remanente se ha incrementado en 0.26 %.

DETALLE May-18 Jun-18 Jul-18 Aug-18 Sep-18 Oct-18

Energía recibida en el mes kWh (ERMi) 781,348,458.82 734,233,399.29 777,949,450.54 771,755,952.49 743,319,921.22 740,788,871.85

Energía Distribuida en el mes kWh (EDMi) 550,959,551.89 528,757,279.01 523,149,646.39 570,375,927.25 570,867,328.24 543,776,616.15

Ventas a clientes finales sujetos a regulación de precios 521,491,969.00 499,238,347.00 493,775,736.00 540,766,992.00 541,361,349.00 514,009,197.00

Errores de facturación

Suministros a poblaciones no urbanizadas o irregulares que se encuentran conectadas al sistema de distribución (ZDG ) 5,243,119.04 5,341,566.16 5,178,310.54 5,425,035.40 5,350,845.39 5,584,034.30

Alumbrado Público Instalado no facturado 5,033,014.00 4,963,236.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Alumbrado Público en sistema comercial 18,857,104.00 18,926,882.00 23,899,268.00 23,865,994.00 23,841,011.00 23,895,482.00

Alumbrado Público encendido 24 horas 678,540.13 678,540.13 678,540.13 678,540.13 678,540.13 678,540.13

Clientes decreto 13-2016 88,770.72 88,770.72 88,770.72 88,770.72 88,770.72 88,770.72

Clientes señor usuario no regularizados 432,965.00 480,063.00 470,979.00 449,405.00 453,188.00 479,408.00

Consumos propios o autoconsumos 0 0 0 0 0 0

Energía de Clientes en alta tensión.

Pérdidas mes kWh 230,388,907 205,476,120 254,799,804 201,380,025 172,452,593 197,012,256

Pérdidas mes % 29.49% 27.99% 32.75% 26.09% 23.20% 26.59%

Energía recibida acumulada kWh 8,501,001,758.28 8,504,973,875.88 8,551,582,639.56 8,568,966,888.17 8,569,483,738.67 8,601,155,303.87

Energía Distribuida acumulada kWh 6,138,241,636.38 6,100,722,209.64 6,039,911,878.27 6,133,995,927.31 6,163,884,535.02 6,185,687,730.12

Pérdidas totales kWh 2,362,760,121.90 2,404,251,666.24 2,511,670,761.28 2,434,970,960.85 2,405,599,203.65 2,415,467,573.75

Real Pérdidas Acumuladas % 27.79% 28.27% 29.37% 28.42% 28.07% 28.08%

DETALLE Nov-18 Dec-18 Jan-19 Feb-19 Mar-19 Apr-19


Energía Distribuida en el mes kWh (EDMi) 543,341,097.33 483,701,158.33 481,563,671.33 482,080,806.33 530,725,265.33 517,126,753.33

Ventas a clientes finales sujetos a regulación de precios 513,390,290.00 453,409,925.00 451,324,810.00 451,754,803.00 500,675,254.00 486,684,796.00

Errores de facturación

Suministros a poblaciones no urbanizadas o irregulares que se encuentran conectadas al sistema de distribución (ZDG ) 5,966,573.48 5,966,573.48 5,966,573.48 5,966,573.48 5,966,573.48 5,966,573.48

Alumbrado Público Instalado no facturado 0.00

Alumbrado Público en sistema comercial 23,685,573.0

0 23,993,217.0

0 23,934,332.0

0 24,009,963.0

0 23,726,585.0

0 24,063,504.0

0

67

DETALLE Nov-18 Dec-18 Jan-19 Feb-19 Mar-19 Apr-19

Alumbrado Público encendido 24 horas 678,540.13 678,540.13 678,540.13 678,540.13 678,540.13 678,540.13

Clientes decreto 13-2016 88,770.72 88,770.72 88,770.72 88,770.72 88,770.72 88,770.72

Clientes señor usuario no regularizados 468,650.00 435,868.00 429,355.00 417,844.00 410,458.00 355,431.00

Consumos propios o autoconsumos 0


Pérdidas mes kWh 173,414,088 202,151,219 201,779,024 193,932,931 216,198,628 230,937,098

Pérdidas mes % 24.19% 29.47% 29.53% 28.69% 28.95% 30.87%





Tabla Nº 45: Balance de Energia a Abril2019 (Sin Irregularidades facturadas)

Comentario 17 MHI: Con la información disponible por MHI al 15/05/19, se informa que entre

Diciembre2016 y Abril2019 la Pérdida Eléctrica del Sistema de Distribución de ENEE ha disminuido en

3.79 % y entre Diciembre2017 y Abril2019, la pérdida se ha incrementado en 0.26 %.

En el gráfico siguiente se observan los porcentajes de pérdidas por mes y acumulados.

68

Gráfico Nº 30: Pérdida Mensual y Acumulada

29.49%27.99%

32.75%

26.09%

23.20%26.59%

24.19%

29.44% 29.49% 28.65% 28.58%

30.87%

27.79%28.27%

29.37%

28.42%28.07%

28.08%

28.00%28.22%

28.27% 28.40%

28.01% 28.16%

19.50%

21.50%

23.50%

25.50%

27.50%

29.50%

31.50%

33.50%

35.50%

37.50%

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

Evolucion de Perdidas Mayo 2018 - Abril 2019

Pérdidas mes % Pérdidas Totales % Linear (Pérdidas mes %) Linear (Pérdidas Totales %)

69

Gráfico Nº 31: Variabilidad Mensual del % de Reducción de Pérdidas

7.2. Actualización del Anexo Nº 6

La siguiente tabla muestra la Reduccion de Perdidas Mínima Anual (RPMA) que el Operador debe

cumplir en cada ano de operación, de conformidad proposición de Anexo Nº 6 del Contrato del

Operador presentado por MHI con Línea base al 30/11/16.

Año de Servicios

"n)

Porcentaje de Reducción Mínima de Pérdidas Totales de

Distribución (FRMAn)%

Reducción Mínima Anual de Pérdidas

Totales de Distribución en kWh (RPMAn)

Porcentaje Total de Pérdidas Remanentes

al final del Año de Servicios "n" FPTn %

Total de Pérdidas Remanentes al final del año "n" (PRn) en kWh,

incluyendo las pérdidas derivadas del crecimiento de la

demanda

0 31.95% 2,616,622,198

1 4% 264,028,003 27.95% 2,352,594,196

2 3% 194,201,499 24.95% 2,158,392,697

3 3% 206,789,884 21.95% 1,951,602,812

4 3% 219,927,338 18.95% 1,731,675,474

5 2% 139,740,031 16.95% 1,591,935,443

6 1% 52,328,136 15.95% 1,539,607,306

7 1% 56,457,701 14.95% 1,483,149,605

Tabla Nº 46: Cuadro Nº 2 del Anexo 6 actualizado con Línea base al 30/11/16 (versión MHI)

-2.00%

-1.00%

0.00%

1.00%

2.00%

3.00%

4.00%

5.00%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Variabilidad Mensual del % de Reduccion de perdidas (Mayo 2018 - Abril 2019)

Respecto de 31,95 % Respecto de 27.90 %

70

El siguiente documento (Oficio Nº SAPP-317-2019) es la respuesta de SAPP a la proposición de Anexo

Nº 6 formulada por MHI.

71

A continuación, se entregan al Comité Técnico del Fideicomiso de ENEE los resultados de un análisis

desarrollado por MHI, en donde se demuestra que la proyección de Reducción Mínima Anual de

Pérdidas Totales de Distribución en kWh (RMAPn), propuesta por MHI en el Anexo Nº 6, coincide con

el compromiso contractual del Operador en términos de % de Reducción Mínima anual de Pérdidas y

con los resultados reales del Balance de Pérdidas.

72

PROPUESTA MHI

Año de Servicios

"n)

Energía Ingresada Anual al Final del año

"n" en kWh

Crecimiento de la demanda de

Energia ΔEn kWh

Porcentaje de reducción mínima de Pérdidas

Totales de Distribución (FRMAn)%

Porcentaje total de pérdidas remanentes al

final del Año de Servicios "n"

Perdidas Asociadas al

Crecimiento PCEn kWh

Total de Pérdidas Remanentes al final del año "n" en kWh (PRn),

incluyendo las pérdidas derivadas del crecimiento de la DMx

Reducción Mínima Anual de Pérdidas Totales de

Distribución en kWh (RMAPn)

Energía Vendida Anual al final del año "n"

EVAn en kWh

0 8,188,589,351 31.95% 2,616,622,198 5,571,967,153

1 8,415,799,952 227,210,601 4% 27.95% 63,515,571 2,352,594,196 264,028,003 6,063,205,757

2 8,649,315,016 233,515,064 3% 24.95% 58,272,500 2,158,392,697 194,201,499 6,490,922,319

3 8,889,309,474 239,994,458 3% 21.95% 52,689,566 1,951,602,812 206,789,884 6,937,706,661

4 9,135,963,111 246,653,637 3% 18.95% 46,751,946 1,731,675,474 219,927,338 7,404,287,637

5 9,389,460,701 253,497,590 2% 16.95% 42,979,231 1,591,935,443 139,740,031 7,797,525,258

6 9,649,992,145 260,531,444 1% 15.95% 41,566,471 1,539,607,306 52,328,136 8,110,384,839

7 9,917,752,613 267,760,468 1% 14.95% 40,042,220 1,483,149,605 56,457,701 8,434,603,008

PROPUESTA SAP

Año de Servicios

"n)


"n" en kWh


Energia ΔEn kWh



Porcentaje de pérdidas totales base para el año

"n" (FPTn)



Pérdidas Totales Base en la Red de Distribución (PTBRDn) para el Año

de Servicios "n" en kWh




EVAn en kWh

0 8,188,589,351 31.95% 2,616,622,198 5,571,967,153

1 8,415,799,952 227,210,601 4% 27.95% 63,515,571 2,289,078,624 327,543,574 6,126,721,328

2 8,649,315,016 233,515,064 3% 24.95% 58,272,500 2,043,420,944 245,657,681 6,605,894,072

3 8,889,309,474 239,994,458 3% 21.95% 52,689,566 1,797,763,263 245,657,681 7,091,546,210

4 9,135,963,111 246,653,637 3% 18.95% 46,751,946 1,552,105,583 245,657,681 7,583,857,528

5 9,389,460,701 253,497,590 2% 16.95% 42,979,231 1,388,333,796 163,771,787 8,001,126,905

6 9,649,992,145 260,531,444 1% 15.95% 41,566,471 1,306,447,902 81,885,894 8,343,544,243

7 9,917,752,613 267,760,468 1% 14.95% 40,042,220 1,224,562,009 81,885,894 8,693,190,604

73

COMPARATIVO

Año de Servicios

"n)


"n" en kWh


Energia ΔEn kWh



Porcentaje total de pérdidas remanentes al

final del Año de Servicios "n"



Total de Pérdidas Remanentes al final del año "n" en kWh (PRn),

incluyendo las pérdidas derivadas del crecimiento de la DMx




EVAn en kWh

0 0% 0% 0% 0%

1 0% 0% 0% 0% 0% 3% -19% -1%

2 0% 0% 0% 0% 0% 6% -21% -2%

3 0% 0% 0% 0% 0% 9% -16% -2%

4 0% 0% 0% 0% 0% 12% -10% -2%

5 0% 0% 0% 0% 0% 15% -15% -3%

6 0% 0% 0% 0% 0% 18% -36% -3%

7 0% 0% 0% 0% 0% 21% -31% -3%

Tabla Nº 47: Comparación Reducción Mínima Anual de Pérdidas Totales de Distribución MHI vs. SAPP

74

VALIDADOR PROPUESTA MHI

Validador % Perdidas a reducir % Perdidas Efecto

Crecimiento % Pérdidas Netas

31.95%

27.95% 4.00% 0.75% 3.25%

24.95% 3.00% 0.67% 2.33%

21.95% 3.00% 0.59% 2.41%

18.95% 3.00% 0.51% 2.49%

16.95% 2.00% 0.46% 1.54%

15.95% 1.00% 0.43% 0.57%

14.95% 1.00% 0.40% 0.60%

VALIDADOR PROPUESTA SAP



31.95%

27.20% 4.75% 0.75% 4.00%

23.63% 3.57% 0.67% 2.90%

20.22% 3.40% 0.59% 2.81%

16.99% 3.23% 0.51% 2.72%

14.79% 2.20% 0.46% 1.75%

13.54% 1.25% 0.43% 0.82%

12.35% 1.19% 0.40% 0.79%

COMPARATIVO



0.00% 0.00% 0.00% 0.00%

0.75% -0.75% 0.00% -0.75%

1.33% -0.57% 0.00% -0.57%

1.73% -0.40% 0.00% -0.40%

1.97% -0.23% 0.00% -0.23%

2.17% -0.20% 0.00% -0.20%

2.42% -0.25% 0.00% -0.25%

2.61% -0.19% 0.00% -0.19%

Tabla Nº 48: Comparación Validador Reducción Mínima Anual de Pérdidas Totales de Distribución MHI vs. SAPP

75

La siguiente tabla muestra el comportamiento que ha tenido el proceso de reducción de pérdidas, desde el 30/11/16 hasta el 32/03/19. Lo que

demuestra que los resultados coinciden con los Balances Mensuales de Energia.

Mes Energía recibida en el

mes kWh

Energía Distribuida en el

mes kWh

Pérdidas mes

kWh

Pérdidas

mes %

Energía recibida

acumulada kWh

Energía Distribuida

acumulada kWh

Pérdidas Totales

kWh

Pérdidas

Totales %

PT0 - PTn

kWh

Nov-16 647,527,001 444,107,641 203,419,360 31.41% 8,188,589,351 5,571,967,153 2,616,622,198 31.95%

Dec-16 667,232,954 439,051,892 228,181,062 34.20% 8,192,011,862 5,573,897,575 2,618,114,287 31.96% 2,388,441,137

Jan-17 641,542,693 458,475,231 183,067,462 28.54% 8,194,925,660 5,564,872,883 2,630,052,777 32.09% 2,205,373,675

Feb-17 615,112,965 432,023,580 183,089,385 29.77% 8,224,212,771 5,572,151,468 2,652,061,303 32.25% 2,022,284,289

Mar-17 686,643,582 494,134,891 192,508,691 28.04% 8,227,815,692 5,663,168,090 2,564,647,602 31.17% 1,829,775,599

Apr-17 710,879,811 514,362,656 196,517,156 27.64% 8,211,977,717 5,706,071,893 2,505,905,824 30.52% 1,633,258,443

May-17 763,555,298 543,079,245 220,476,053 28.87% 8,210,253,157 5,739,528,780 2,470,724,377 30.09% 1,412,782,390

Jun-17 730,261,282 566,276,706 163,984,576 22.46% 8,236,000,919 5,814,989,829 2,421,011,090 29.40% 1,248,797,814

Jul-17 731,340,687 583,959,978 147,380,709 20.15% 8,268,184,563 5,910,801,500 2,357,383,063 28.51% 1,101,417,104

Aug-17 754,365,416 476,291,879 278,073,537 36.86% 8,313,483,691 5,915,676,613 2,397,807,079 28.84% 823,343,567

Sep-17 742,803,071 540,978,721 201,824,350 27.17% 8,372,042,176 5,970,359,955 2,401,682,221 28.69% 621,519,216

Oct-17 709,145,453 521,973,421 187,172,032 26.39% 8,400,410,213 6,014,715,839 2,385,694,374 28.40% 434,347,184

Nov-17 662,916,740 497,586,556 165,330,184 24.94% 8,415,799,951 6,068,194,754 2,347,605,198 27.90% 269,017,000

Dec-17 647,013,028 422,099,305 224,913,723 34.76% 8,395,580,026 6,051,242,167 2,344,337,858 27.92% 2,122,691,475

Jan-18 640,314,157 455,327,276 184,986,881 28.89% 8,394,407,190 6,100,875,743 2,293,531,447 27.32% 1,937,704,593

Feb-18 635,971,009 465,423,106 170,547,903 26.82% 8,415,293,147 6,134,275,270 2,281,017,877 27.11% 1,767,156,690

Mar-18 723,608,735 482,081,349 241,527,386 33.38% 8,452,276,348 6,122,221,729 2,330,054,620 27.57% 1,525,629,305

Apr-18 741,821,771 522,502,257 219,319,514 29.56% 8,483,214,886 6,130,361,330 2,352,853,556 27.74% 1,306,309,791

May-18 781,348,459 550,959,552 230,388,907 29.49% 8,501,001,759 6,138,241,636 2,362,760,122 27.79% 1,075,920,884

Jun-18 734,233,399 528,757,279 205,476,120 27.99% 8,504,973,876 6,100,722,210 2,404,251,667 28.27% 870,444,763

76

Mes Energía recibida en el

mes kWh

Energía Distribuida en el

mes kWh

Pérdidas mes

kWh

Pérdidas

mes %

Energía recibida

acumulada kWh

Energía Distribuida

acumulada kWh

Pérdidas Totales

kWh

Pérdidas

Totales %

PT0 - PTn

kWh

Jul-18 777,949,451 523,149,646 254,799,804 32.75% 8,551,582,640 6,039,911,878 2,511,670,762 29.37% 615,644,959

Aug-18 771,755,952 570,375,927 201,380,025 26.09% 8,568,966,888 6,133,995,927 2,434,970,961 28.42% 414,264,934

Sep-18 743,319,921 570,867,328 172,452,593 23.20% 8,569,483,739 6,163,884,535 2,405,599,204 28.07% 241,812,341

Oct-18 740,788,872 543,776,616 197,012,256 26.59% 8,601,155,304 6,185,687,730 2,415,467,574 28.08% 44,800,085

Nov-18 716,755,185 543,341,097 173,414,088 24.19% 8,655,006,585 6,231,442,272 2,423,564,314 28.00% -128,614,003

Dec-18 685,852,378 483,936,566 201,915,812 29.44% 8,693,719,290 6,240,498,001 2,453,221,289 28.22% 2,221,648,502

Jan-19 683,342,696 481,803,736 201,538,960 29.49% 8,736,747,828 6,266,974,461 2,469,773,367 28.27% 2,020,109,542

Feb-19 676,013,738 482,320,871 193,692,866 28.65% 8,776,790,557 6,283,872,226 2,492,918,331 28.40% 1,826,416,676

Mar-19 743,796,856 531,238,745 212,558,111 28.58% 8,796,978,678 6,333,029,622 2,463,949,056 28.01% 1,613,858,565

Apr-19 748,063,851 517,126,753 230,937,098 30.87% 8,806,347,795 6,326,425,101 2,479,922,695 28.16% 1,382,921,467

Tabla Nº 49: Comportamiento del proceso de reducción de pérdidas

77

La siguiente tabla muestra el resultado que en cada año de operación ha tenido el proceso de

reducción de pérdidas, desde el 01/12/16 hasta el 30/11/17 y desde el 01/12/17 hasta el

30/11/18 (Cada Año Operacional respecto de la Línea Base).

Primer Año Segundo Año

PT0 2,616,622,198 PT0 2,616,622,198

% PT0 31.95% % PT0 31.95%

PTA1 2,347,605,199 PTA2 2,423,564,314

% PT1 27.90% % PT2 28.00%

%PT0-%PT1 4.06% %PT0 - %PT2 3.95%

PT0-PT1 269,016,999 PT0-PT2 193,057,885

RPMA1 264,028,003 RPMA1 194,201,499

Excedente 4,988,996 Excedente -1,143,614

% Excedente 0.06% % Excedente -0.01%

Tabla Nº 50: Resultado que en cada año de operación ha tenido el proceso de reducción de pérdidas

7.3. Gestiones de EEH en cuanto a Reducción de Pérdidas

Actuación sobre clientes de Medida Directa:

En Abril2019, se registró un 58.76 % de efectividad en la ejecución de las acciones planificadas

para el mes, realizando la intervención en 30,636 suministros a nivel nacional correspondientes a

la optimización del ciclo comercial; 1,200 al plan de Bolsa AMI Fachada y 297 Bosa AMI ENEE,

enmarcado en el proyecto “EEH Te Atiende”.

Con estas actuaciones se logró el levantamiento de 18,882 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 30,636 18,248 59.56%

Bolsas AMI ENEE 297 60 20.20%

Bolsas AMI Fachada 1,200 574 47.83%

Total 32,133 18,882 58.76%

Tabla Nº 51: Resultado de actividades por tipo de plan.

78

Actuación sobre clientes de Medida Especial:

Durante el mes de Abril2019 se registra un avance de 42.72 % en la ejecución de los planes de

medida indirecta, un 129.06 % en la ejecución de los planes en los clientes de medida semidirecta;

sumando un resultado global de 119.73%. Con estas actuaciones se logró el levantamiento de 121

irregularidades.

Tipo de Medida Planificado Ejecutado % de Ejecución Irregularidades % de

Detección

Revisión y Normalización de Clientes Medida Indirecta

103 44 42.72% 5 11.36%

Revisión y Normalización de Clientes Medida Semidirecta

850 1,097 129.06% 116 10.57%

Total 953 1,141 119.73% 121 10.60%

Tabla Nº 52: Acciones evaluables de medida especial.

Comentario 18 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"




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 53: 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 Energia Perdida

kWh Energia Ingresada

kWh Energia Cobrada

MMHNL Energia 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 54: Proyección del CRI anual en el Periodo de 7 años del Contrato.

Comentario 19: El valor del CRI proyectado para el Tercer Año resulta 76.49 %.

Gráfico Nº 32: 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 Mayo2018

y Abril2019, 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

May. 18 2,362,760,122 8,501,001,759 22,441 23,404 69.24%

Jun. 18 2,404,251,667 8,504,973,876 22,449 23,261 69.23%

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%

Tabla Nº 55: Calculo del Promedio Móvil Anual del CRI de EEH

Comentario 20 de MHI: En el gráfico siguiente se puede observar la evolución del CRI, desde 69.24%

(Mayol2018) a 72.35% (Abril2019), 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 33: Evolución del Promedio Acumulado Progresivo del CRI

En el siguiente gráfico se puede observar como la Energia Ingresada al Sistema de Distribución ha

contribuido al resultado del CRI.

Gráfico Nº 34: Evolución de Energía Ingresada a nivel acumulado

69.24%

69.23%

68.54%

69.44%

69.99%

69.92%

70.16%71.07%

71.57%

71.77%

72.20% 72.35%

68.00%

68.50%

69.00%

69.50%

70.00%

70.50%

71.00%

71.50%

72.00%

72.50%

73.00%

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

CRI Acumulado progresivo (meta Segundo Ano 72.05 % - Meta Tercer Ano 76.49 %

84,500,00084,700,00084,900,00085,100,00085,300,00085,500,00085,700,00085,900,00086,100,00086,300,00086,500,00086,700,00086,900,00087,100,00087,300,00087,500,00087,700,00087,900,00088,100,000


Energia Ingresada kWh

83

En el siguiente gráfico se puede observar como la Reducción de Pérdidas del Sistema de

Distribución ha contribuido al resultado del CRI.

Gráfico Nº 35: 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 36: Evolución de la Energía Distribuida

23,500,000

23,700,000

23,900,000

24,100,000

24,300,000

24,500,000

24,700,000

24,900,000

25,100,000


Hu

nd

red

s

Energia Perdida kWh

60,000,000

60,500,000

61,000,000

61,500,000

62,000,000

62,500,000

63,000,000

63,500,000


Hu

nd

red

s

Energia Distribuida kWh

84

En el siguiente gráfico se puede observar como El Recaudo Mensual ha contribuido al resultado

del CRI.

Gráfico Nº 37: Evolución del Recaudo

En el siguiente gráfico se puede observar como la Facturación Mensual ha contribuido al resultado

del CRI.

Gráfico Nº 38: Evolución de la Facturación

1,650

1,750

1,850

1,950

2,050

2,150

2,250

2,350


Energia Cobrada MMHNL

1,650

1,750

1,850

1,950

2,050

2,150

2,250

2,350


Energia facturada MMHNL

85

85

9. OTROS INFORMES SOLICITADOS A MHI

9.1. Programa de Reuniones MHI

Entre el 19/04/19 y el 18/05/19, MHI desarrolló el siguiente programa de reuniones de carácter

técnico o comercial.

Fecha Lugar de Trabajo Objeto de la Reunión Participantes

19/04/2019

Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Preparación Informe Mensual de MHI Nº 26

Arturo Iporre, Eduardo Saavedra, José León.

22/04/2019 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 1802

Reunión con ENEE, casos de Compensaciones y Amnistías. Metodología HDE. Preparación Informe Mensual de MHI Nº 26

Juan Carlos Cárcamo ENEE, José León. Arturo Iporre, Eduardo Saavedra, José León.


Reunión de Análisis puesta en marcha InCMS con EEH. Preparación Informe Mensual de MHI Nº 26

Jaime Soto y Fabián Rivera EEH, José León. Arturo Iporre, Eduardo Saavedra, José León.


Reunión con Consultores del BID Reunión HDE con EEH y ENEE. Avance de Informe de Morosidad.

Agustín Jiménez, Alberto Jácome, Hugo Castillo, Arturo Iporre, Raúl Pino, Eduardo Saavedra Allan Romero, Juan Cárcamo, Darin Argueta, José León.

25/04/2019

Sala de Reuniones SAPP, Torre Morazán 1

Sesión Nº 21 del Comité de Coordinación

Jaime Soto, Darin Argueta, Magaly de la Ossa, Atilio Rodríguez, Enid Arita, Alex Banegas, Edison Vélez, Juan Carlos Cárcamo, Dennis Hernández, Samuel Martínez, Alan Romero, José Talavera, Oscar Fuentes, Blanca Padilla, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra, José León.

26/04/2019

Oficinas EEH Torre Morazán 2 - Piso 6 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Reunión Comité Interinstitucional de Seguimiento Comercial (CREE, SAPP, MHI, EEH, ENEE). Análisis de Informe Sr. Dan Lohr para Informe mensual 26 - Preparación Planilla Plan de Inversiones Incluido Arrastre - Cierre del Informe Mensual 26

Alejandra Fonseca, Jaime Soto, Atilio Rodríguez, Beatriz Quintero, Mariel Zelaya, Juan Carlos Cárcamo, Edwin Mejía, Juan Pérez, José León. Arturo Iporre - José León - Eduardo Saavedra

29/04/2019 Hotel Intercontinental Reunión con Personeros del Fondo Monetario Internacional (FMI)

Esteban Vesperoni, Javier Kapsoli, Jaume Puig, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra

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Reunión con ejecutivos área Comercial ENEE (EF, ER, ECM, Repago Inversiones) Preparación Informe Proceso de Compras InCMS

Gustavo Aguilar - Gilberto González - Arturo Iporre - Eduardo Saavedra

06/05/2019 Oficinas EEH Torre Morazán 2 - Piso 6

Reunión con nuevo Gerente General de EEH

Ricardo Roa, Germán Martell, Eduardo Saavedra

07/05/2019 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02 Sala de Reuniones COALIANZA

Reunión con Ejecutivos de EEH presentación de nueva Gerente de Finanzas Sesión Nº 95 del Comité Técnico

German Villegas, Ricardo Roa, Enid Arita, Belén Alarcón Zonia Morales, Rafael Medina, Roxana Rodríguez, Ricardo Roa, Fidel Torres, German Martell, Miguel Aguilar, Alexander Godoy, Oscar Fuentes, Blanca Padilla, Carolina Aguirre, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra


Reunión con Gerente de Distribución de EEH para analizar el Plan de Pérdidas por circuito

Enid Arita, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra


Reunión con Propietarios de Electro software (a solicitud del Presidente del Directorio de EEH)

Víctor Antonio Curiel, Claudia Lozano, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra

10/05/2019 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02 Oficinas EEH Torre Morazán 2 - Piso 6

Reunión con Gerencia de Distribución de EEH para informar observaciones detectadas en revisión en campo Reunión Comité Interinstitucional

Enid Arita, Glirian Zúñiga, Alex Banegas, Doug Popovich, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra, Henry Galeas José Talavera, Juan Carlos Cárcamo, Atilio Rodríguez, Alejandra Fonseca, Juan José Pérez, Beatriz Quintero, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra


Reunión Gerente General de EEH para comentar Plan de Reducción de Pérdidas

Ricardo Roa, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra


Reunión con Ejecutivos EEH para comentar el Plan de Reducción de Pérdidas

Ricardo Roa, Enid Arita, Alex Banegas, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra

16/05/2019 Oficinas EEH Torre Morazán 2 - Piso 6 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Reunión de la Comisión de Pérdidas – Presentación Plan de Reducción de Pérdidas de EEH Reunión con personal de ENEE y SAPP con el objetivo de comentar el Anexo 6 del Contrato

Ricardo Roa, Enid Arita, Alex Banegas, Fidel Torres, Dennis Hernández, Samuel Martínez, Juan Carlos Cárcamo, Rolando Castillo, Mario Erazo, Norman Barahona, José Talavera, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra José Talavera, Norman Barahona, Samuel Martínez, Dennis Hernández, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra


Reunión Comisión Revisión de Actas de Irregularidades

Varinia Jaime, Sindy Fortich, Norman Barahona, Juan Carlos Cárcamo,

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Oficinas EEH Torre Morazán 2 - Piso 6 Oficinas EEH Torre Morazán 2 - Piso 7

Reunión de la Comisión Interinstitucional Comité de Apertura Procesos EEH-GE-2019-03-120 y EEH-GE-2019-03-119

Dennis Hernández, Emerson Vásquez, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra Atilio Rodríguez, Beatriz Quintero, José Talavera, Juan Carlos Cárcamo, Pablo Barba, Juan José Pérez, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra Alejandra Fonseca, Omar Lombana, Plinio Fiallos, Andrea Moncada, Karla Funez, Alejandra Fonseca, Norman Barahona, Arturo Iporre

Tabla Nº 55: Detalle de las reuniones de carácter técnico o comercial

9.2. Honorario de Éxito por Recuperacion de Mora Segundo Año

Con fecha 6 de mayo de 2019, mediante carta MHI-2019-046, denominada Dictamen Honorario

de Éxito por Recuperación de Mora Segundo Año de Operaciones, Manitoba Hydro International

Ltd., envió al Vicepresidente de FIDEICOMISOS de Banco FICOHSA, Lic. Rafael Medina, el Dictamen

Sobre la Solicitud del Operador de Pago de Honorario de Éxito por Recuperación de Mora,

correspondiente al Segundo Año de Operaciones.

A continuación, se transcribe el referido Dictamen.

Sobre la base de lo dispuesto en el Contrato del Operador, Clausula Octava, denominada

Obligaciones de Coalianza, la ENEE y el Fiduciario, Numeral 2, denominado Obligaciones

Principales de la ENEE, Inciso l) que determina que la ENEE deberá validar los informes presentados

por el Supervisor del Proyecto ante el Comité Técnico, en plazos establecidos por el mismo, el

Supervisor del Proyecto, la empresa Manitoba Hydro International Ltd., de conformidad a lo

establecido en el Contrato del Supervisor, Cláusula Segunda, denominada Objeto del Contrato,

viene a presentar al Comité Técnico, por conducto del Fiduciario, el presente Dictamen, para que

ese organismo colegiado, en el marco de sus facultades, solicite la validación de ENEE, para que

una vez validado por ésta, el Comité Técnico proceda a ratificar dicha validación e informar su

resultado al Fiduciario y al Operador.

A continuación, MHI informa al Comité Técnico del Fideicomiso de ENEE, que el Honorario de Éxito

que corresponde pagar al Operador por Recuperación de Mora en el Segundo Año de Operaciones

de EEH, luego de haberse alcanzado un ECM= 15.66 %, y de acuerdo a la informacion contenida

en el Cuadro denominado “Honorario de Éxito en Función del Monto de la Mora aplicando el % de

Mora Recuperada” del Punto 3.3 del presente Informe, que se refiere a la Cláusula 10.3 del

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Contrato del Operador, asciende a HNL 29,682,098 (Veintinueve millones seiscientos ochenta y

dos mil noventa y ocho Lempiras con 00/100), equivalentes a US$ 1,221,968 (Un millón doscientos

veintiun mil novecientos sesenta y ocho dólares americanos con 00/100), valorizado el Dólar

Americano en HNL/US$ 24.2904, según tasa de cambio del día 26/04/19.

(https://www.oanda.com/lang/es/currency/converter/).

En el Capítulo 6.3.2.1 del presente Informe, se detallan las cifras que componen el indicador

resultante de Efectividad del Control de la Mora ECM, y en el Capítulo 6.3.2.2 se detalla el calculo

de Honorario de Éxito para el Segundo Año de Operaciones de EEH.

Junto con lo indicado en el párrafo anterior, el Supervisor recomienda poner en consideración de

ENEE, en su rol de evaluador de los informes del Supervisor, los efectos que las amnistias otorgadas

por el Estado Hondureno tienen en la recuperacion de mora de clientes clasificados en la Linea

Base como Clientes Cobrables y su subsecuente efecto en el Pago por Honorario de Éxito al

Operador, principalmente durante el segundo año de operaciones.

Sin perjuicio de aclarar previamente que, no es intención de la Supervisión del Proyecto cuestionar

determinaciones que el Estado adopte en beneficio de la poblacion mas pobre, porque no es el rol

que corresponda a la supervision, si es necesario informar que en el segundo año de operaciones

o en gran parte de ese año, las amnistías decretadas por el Estado afectaron cuentas de clientes

que se encontraban en la Línea Base de Mora clasificados como Clientes Cobrables, lo que se

traduce en un elemento nuevo y diferente a lo acontecido en el primer año.

Cabe destacar que en el primer año de operaciones, las amnistias se dieron sólo al final del año,

situación que tuvo poco impacto en el recaudo de cuentas cobrables. Las amnistias son una

variable exogena, cuyo control no está en manos del Operador.

Esta cartera de clientes pertenece a la asignada al Operador como “gestionable y cobrable”, que

se definió en la Línea Base de Mora según el Contraro del Operador y se aprobo por el Comité

Tecnico, según ACTA No. 73 de la Sesión Extraordinaria del Comité Técnico del Fideicomiso,

celebrada el día martes veintiocho (28) de noviembre del año dos mil diecisiete (2017).

El siguiente cuadro, incluido en el Acuerdo del Comité Técnico Nº 73, muestra las variables que

determinan la Línea Base de Mora al 30 de noviembre de 2016 y en forma desagregada la Mora

que se Presume Cobrable y la Mora que se Presume Incobrable.

LÍNEA BASE DE MORA CLIENTES HNL

Total Mora 736,221 7,122,721,562.08

Total Mora Se Presume Cobrable (MSPC) 468,678 2,779,358,217.77

Total Mora Se Presume Incobrable

(MSPI) 267,543 4,343,363,344.31

Se entiende que la recuperacion de mora ha sido gestionada desde el inicio de las operaciones,

utilizando recursos y esfuerzos para lograr en los clientres el pago de su deuda morosa, junto con

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EEH haber tenido que destinar esfuerzos adicionales para atender a los clientes que se han adscrito

a las amnistías otorgadas.

Desde el punto de vista de Ingresos de la Distribuidora, estas amnistías y otras exoneraciones,

aunque pudiesen ser registradas en cuentas por cobrar de ENEE, impactan en los resultados

económicos de ENNE, afectan el cumplimiento de metas de facturacion del Operador y el recaudo,

lo que se fleja en el indicador de Efectividad en el Control de la Mora. Sin embargo, estos clientes

amnistiados sí tienen registro de energía consumida en kWh, es decir, la energia es facturada, pero

la facturación valorada en Lempiras es rebajada en el Sistema Comercial.

En el Capítulo 6.3.2.2. letra g) del presente Informe, se detallan las cifras que componen el cálculo

de la recuperación de la deuda del conjunto de clientes que, siendo de la Línea Base de Mora

Cobrable, sin irregularidades, fue sometida a Amnistía.

El monto de Honorario de Éxito correspondiente a este universo de clientes asciende a HNL

4,115,273 (Cuatro millones ciento quince mil doscientos setenta y tres Lempiras con 00/100),

equivalente a US$ 169,420 (Ciento sesenta y nueve mil cuatroscientos veinte dólares americanos),

valorizado el Dólar Americano en HNL/US$ 24.2904, según tasa de cambio del día 26/04/19.

Tomando en consideración los planteamientos de ENEE durante la evaluación y dictamen del

Honorario de Éxito del Primer Año de Operaciones y en reuniones y Comités del Segundo Año de

Operaciones en análisis, donde tanto ENEE y EEH, además del Supervisor, cuya opinion se expresa

en el presente Informe, que coincide con la opinion de ENEE y EEH, es necesario revisar los criterios

y métodos que fueron definidos en el Contrato del Operador, la Metodología y Definición de la

Línea Base de Mora y la actual base de información de morosidad rezagada, que luego de dos años

de operaciones, ha entregado el aprendizaje suficiente para recomendar mejoras en todo lo

relacionado con Honorario de Éxito por Recuperación de la Mora contractual, aplicable a partir del

Tercer Año de Operaciones.

Esta misma revisión, permitirá además, afinar los indicadores de Efectividad en la Facturacion (EF),

Efectividad en el Recaudo (ER) y Efectividad en el Control de la Mora (ECM). Estas mejoras deberian

comenzar a estudiarse lo más pronto posible, de manera que sea factible aplicarlas a partir del

Tercer Año de Operaciones que está en proceso de ejecución.

MHI hace presente que todos los documentos, análisis y cálculos que sustentan este proceso, se

encuentran respaldados en archivos físicos y magnéticos que se conservan en las oficinas de MHI,

los cuales podrán ser solicitados por el Fiduciario para su análisis o custodia, como también por el

Comité Técnico del Fideicomiso de ENEE o por los Organismos de Estado que los soliciten.

9.3. Cierre Segundo Año Reduccion de Pérdidas

Con fecha 14 de mayo de 2019, mediante carta MHI-2019-049, el Supervisor del Fideicomiso de

ENEE, la empresa Manitoba Hydro International Ltd., envió al Vicepresidente de Fideicomisos de

Banco FICOHSA, Lic. Rafael Medina, el Dictamen MHI-2019-049, denominado Cierre del Segundo

Año de Reducción de Pérdidas.

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A continuación, se transcribe el referido Dictamen.

1. 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.

2. 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%

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91

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.

3. INFORMES DE MHI

4.1 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

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92

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 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 %.

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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 una reducción de las Pérdidas de Distribución de 1.75%.

4.2 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


94

94

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 %.

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.

4. 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.

5.1 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.

95

95

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.

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.

96

96

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.

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

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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.

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.

5.2 Reunión del 18/02/2019

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.

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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.

5.3 Reunión del 20/02/2019

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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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.

5.4 Reunión del 05/03/2019

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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5.5 Reunión del 22/03/2019

El dia 22 de marzo de 2019, se efectuó la Quinta Reunión de Técnicos. Asistieron los

representantes que a continuación se indican, en representación de las entidades que se señalan:

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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5.6 Reunión del 27/03/2019

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.

5.7 Reunión del 01/04/2019

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

Todas ellas hacen un total 4,148

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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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5.8 Reunión del 08/04/2019

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.

5. 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.

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.

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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.

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.

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6. 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



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%





113

113

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



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%





114

7. 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

115

115

MHI igualmente emitirá los dictámenes correspondientes, aun y cuando no exista acuerdo entre

ENEE y EEH.

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.

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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.

8. 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.

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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.

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

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119

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.

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

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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 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

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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.

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.

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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 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.

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123

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.

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.

124

124

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.

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.

125

125

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.

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 DE ENERGIA 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

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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:

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).

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9. 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.

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.

128

128

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.

10. 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 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.

9.4. Plan de Reduccion de Perdidas Tercer Año

El dia 16 de mayo de 2019, se efectuó una reunión para analizar el estado actual del Plan de

Reduccion de Pérdidas del Sistema de Distribución de ENEE, a la que asistieron representantes de

EEH, ENEE, SAPP y MHI y participaron el nuevo Gerente General de EEH, Ing. Ricardo Roa Barragán

y el Gerente de Distribucion de ENEE, Ing. Fidel Torres Mejia.

Esta reunión surge a proposición del Gerente de Distribución de ENEE Ing. Fidel Torres Mejía y

como consecuencia de una reunión anterior, efectuada entre MHI y EEH, celebrada el día

129

129

miércoles 15 de mayo de 2019, en la cual, MHI expuso al nuevo Gerente General de EEH, Ing.

Ricardo Roa Barragán y a la Gerente de Distribución de EEH, Ing. Enid Arita Melzer, las conclusiones

y recomendaciones de MHI, contenidas en el Informe denominado “DICTAMEN SOBRE EL

RESULTADO DEL PROCESO DE REDUCCION DE PERDIDAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION DE ENEE,

CORRESPONDIENTE AL SEGUNDO AÑO DE OPERACIONES (Informe MHI-2019-049; Rev. 0; de mayo

14 de 2019) y a una presentación de EEH del Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas y Técnicas

para el Tercer Año de Operación, efectuada por la Gerente de Distribución de EEH.

Los puntos tratados en la Orden del Dia Fueron:

1. Presentación de EEH del Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas y Técnicas para el Tercer

Año de Operación.

2. Balance de Energía de EEH y ENEE para el período Diciembre2018 - Abril2019.

El Consultor Principal de MHI para la supervisión del proyecto, Ing. Arturo Iporre Salguero, inicia

la sesión indicando que el objeto de esta reunión del Comité de Pérdidas es informar sobre las

actividades que EEH se encuentra desarrollando para lograr resultados satisfactorios en materia

de reducción de pérdidas para el Tercer Año de Operación.

Seguidamente, MHI indicó que es importante informar sobre el cierre del Balance de Energía del

Segundo año de Operaciones de EEH. En este sentido, se informa que MHI, con fecha 14 de mayo

de 2019, emitió su Dictamen respecto de Reducción de Pérdidas del Sistema de Distribución.

Al respecto, MHI informa que al cierre del Segundo Año de Operaciones la reducción de pérdidas

alcanzó a 0%.

Agrega MHI que este cálculo no incluye el caso de las 80,477 actas con anomalías, de las cuales,

EEH ha hecho presente que, en su opinión, debido a los cambios regulatorios formulados en

resoluciones de CREE, oficios e instrucciones escritas por parte de las Instituciones

gubernamentales, efectuadas durante el Segundo Año de Operaciones, no se pudieron facturar,

lo que de haberse efectuado, en opinión de EEH, habría significado una Reducción de Pérdidas del

Segundo Año de Operaciones de 3.26 %.%.

MHI recordó que 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.

ENEE indica que en forma previa al envío de las Actas de Irregularidades procesadas por EEH, se

debe trabajar en el análisis y evaluación de ellas, de manera que se conozca con más detalle el

alcance de estas, es decir, cantidad, volumen, tipo y principalmente si están bien levantadas, en

ese sentido, propone que se inicie un trabajo de revisión de estas actas en el marco de trabajo de

esta Comisión de Pérdidas ENEE-EEH-MHI.

MHI manifiesta que una alternativa podría ser repasar las inspecciones en terreno que generaron

estas actas, pero que el problema es el tiempo que tomaría ese trabajo, a lo cual, ENEE indica que

está de acuerdo y que el tema debería ser tratado en el marco de esta Comisión.

130

130

EEH indica que está de acuerdo y que es conveniente que previamente se definan los parámetros

para la revisión y si en su caso, fuera necesario revisar en campo se procedería.

El representante de la SAPP indicó que debido a que se trata de un número considerable de actas,

se considere la alternativa de analizar una muestra estadística.

Acuerdo 1

ENEE, EEH y MHI decidieron conformar una Comisión de Revisión de las Actas, que formule una

tipificación de las irregularidades y cuantificación por rangos y, realizar un muestreo

representativo.

Se nominó a las siguientes personas que conformarían esta comisión:

EEH: Varinia Diaz y Sindy Fortich; ENEE: Juan Carlos Cárcamo, Norman Barahona y Mario Erazo;

MHI: Emerson Vásquez (Especialista en procesos computacionales)

La primera reunión queda convocada para el día 17 de mayo de 2019 a las 9:00 hrs.

ENEE aclaró que los resultados de esta revisión, de aplicarse en el Sistema de Facturación, tendrán

impacto sólo en el Tercer Año de Operación de EEH”.

El Ing. Fidel Torres indicó que el trabajo en equipo debe realizarse de manera coordinada y debe

orientarse a la reducción de pérdidas y que hoy estamos a seis meses de cerrar el Tercer Año, por

lo tanto, propone que el Plan de pérdidas sea coordinado con ENEE.

Al respecto, la Ing. Enid Arita informa que EEH está considerando estas recomendaciones y que se

están coordinando acciones conjuntas, de manera tal, que el próximo lunes 20 de mayo de 2019

se reunirán en San Pedro de Sula, oportunidad en que harán una presentación de lo alcanzado en

15 circuitos elegidos en función de los mayores porcentajes de pérdidas. También indicó que EEH

está trabajando en reformular algunos proyectos que no están directamente asociados a

reducción de pérdidas, de manera de disponer de recursos financieros para orientarlos a reducción

de pérdidas. Indicó que se ha revisado el plan inicial de pérdidas y que hoy se presentará los nuevos

planes y sus resultados. Indican que existe un cambio de enfoque en la ejecución de las inversiones

(Ranking por Circuitos sobre la base del % de Pérdidas).

Agrega que el tema de “sobrecarga de la red” es un muy importante, ya que existen muchos

circuitos operando por encima de su capacidad nominal. Esta situación tiene un impacto directo

en las pérdidas técnicas, pero que existen soluciones a nivel del Sistema de Transmisión, que a

pesar de no corresponder al rubro “Inversiones en Distribución”, sirven para reducir las pérdidas

técnicas y mejorar la calidad de servicio en Distribución. Al respecto, MHI propone que el costo de

estas modificaciones sea representado al Comité Técnico, razón por la cual se toma el siguiente

acuerdo:

131

131

Acuerdo 2

Se acuerda que EEH solicitará a ENEE Transmisión un detalle de los costos necesarios para efectuar

modificaciones en el Sistema de Transmisión, que permita a ENEE Distribución, a través de EEH,

efectuar traspasos de carga y modificaciones de red en MT para reducir pérdidas técnicas.

Estos costos se presentarán al Comité Técnico, solicitando su aprobación bajo el concepto Servicios

Adicionales, en conformidad al Contrato del Operador, CAPÍTULO II. ASPECTOS TÉCNICOS,

CLÁUSULA VIGÉSIMA CUARTA, denominada CONTRAPRESTACIÓN PARA EL INVERSIONISTA

OPERADOR, numeral 3, denominado Precio de los Servicios Adicionales, que establece que:

“En caso que, durante la Vigencia del Contrato, el Comité Técnico del Fideicomiso determine que,

con el objeto de mejorar las condiciones del servicio de distribución eléctrica, es necesaria la

prestación de nuevos servicios no previstos en este Contrato, se podrá solicitar al Inversionista

Operador una propuesta de precio para los Servicios Adicionales. El Comité Técnico del Fideicomiso

evaluará la propuesta y de considerarla conveniente se podrá ampliar el alcance del Contrato”.

El Ing. Ricardo Roa indica que la situación de la red del sistema eléctrico es muy crítica y compleja

y manifiesta que su llegada a EEH responde a esta necesidad de buscar alternativas para la

reducción de pérdidas y EEH está dispuesta totalmente a trabajar de manera conjunta con ENEE.

Manifiesta su disposición personal de aportar a la solución de este problema de manera

estructurada.

El Gerente General de EEH indicó que está trabajando con sus proveedores para orientar sus

servicios a la reducción de pérdidas y también de manera interna en EEH están procediendo a

restructurarse para que las diferentes áreas operativas se orienten principalmente a la reducción

de pérdidas.

PRESENTACION DE LA ESTRATEGIA DE REDUCCION DE PERDIDAS PARA EL AÑO 3

El Ing. Alex Banegas de EEH procedió a presentar La Estrategia de Reducción de Pérdidas para el

Año 3.

Indica que la acción de EEH ha tenido un cambio de enfoque para la reducción de pérdidas, no

solamente minimizando el trabajo con información de las bases de datos de clientes, sino con

trabajo efectivo en campo, con la ayuda del Sistema EnerGIS que permite focalizar en donde están

las mayores pérdidas. Es decir, enfocar la reducción de pérdidas hacia los circuitos en donde

existan las mayores pérdidas de entre los más de 189 que hoy existen en la red.

El Plan de Reducción de pérdidas de EEH se ha orientado a un trabajo de campo en las siguientes

áreas:

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132

San Pedro de Sula

En San Pedro de Sula se identificaron 15 circuitos con mayores pérdidas. En cada circuito se modeló

la ubicación de mayores pérdidas y luego se revisan en campo. Se encontraron las siguientes

situaciones:

Servicios ilegales

Proyectos bien ejecutados No recepcionados

Proyectos con instalaciones irregulares

Se consideró instalar alumbrado público en sectores para regularizar áreas de conexiones

directas.

EEH Indica que en las revisiones de campo se ha detectado que existen intervenciones en los

circuitos identificados y diferentes tipos de hurtos de energía, utilizando diferentes recursos

(incluso llaves electrónicas de medidores de grandes clientes). En este sentido, EEH está

trabajando en la parametrización de alarmas para los medidores con conexión remota

Tegucigalpa

En Tegucigalpa se eligieron los siguiente 10 circuitos con mayores pérdidas.

133

133

El procedimiento es similar al aplicado en San Pedro de Sula y se están instalando macromedidores

con muy buenos resultados. Se han detectado transformadores con sobrecarga y, por lo tanto, se

están cambiando los transformadores. Todas estas acciones van a permitir hacer un seguimiento

de la reducción real de pérdidas

También se está trabajando de manera similar en el resto del país.

FLUJOGRAMA DEL PROCESO DE INTERVENCION

El Ing. Alex Banegas explicó el Flujograma que actualmente se está aplicando en el Plan de

Reducción de Pérdidas. La instalación se ha orientado donde se espera que resulten en una mayor

reducción de pérdidas.

# SUBESTACIÓN CIRCUITO ENTRADA VENTA PÉRDIDA (KWh) CLIENTES % PERDIDAS

1 SANTA FE SFE-L228 5,056,616.0 3,045,306.0 2,011,310.0 20,279 39.78 %

2 SANTA FE SFE-L230 5,348,105.0 3,542,773.0 1,805,332.0 16,500 33.76 %

3 GUAIMACA GMC-L378 3,933,292.0 2,299,784.0 1,633,508.0 21,922 41.53 %

4 SANTA FE SFE-L227 4,255,133.5 2,739,262.0 1,515,871.5 18,962 35.62 %

5 PORVENIR PVR-L342 3,688,111.6 2,298,360.0 1,389,751.6 19,761 37.68 %

6 SUYAPA SUY-L258 3,799,338.0 2,461,603.0 1,337,735.0 13,220 35.21 %

7 SUYAPA SUY-L251 5,353,928.0 4,245,446.0 1,108,482.0 17,655 20.70 %

8 SUYAPA SUY-L257 2,608,896.0 1,610,057.0 998,839.0 10,080 38.29 %

9 SANTA FE SFE-L307 2,853,630.8 1,877,941.0 975,689.8 8,678 34.19 %

10 LA LEONA LLN-L232 3,592,240.0 2,811,680.0 780,560.0 10,886 21.73 %

134

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ACTIVIDADES DEL PLAN DE REDUCCION DE PERDIDAS – AÑO 3

,

El total de acciones es de 375,347 acciones de las cuales, 110,351 acciones ejecutadas y 259,520

acciones pendientes.

ENEE consultó que considerando la capacidad operativa de EEH, que de acuerdo con lo informado

anteriormente alcanza de 20.000 medidores/mes, el tiempo de cobertura de las acciones

pendientes alcanzaría a 12 meses.

EEH indica que hoy la evaluación está orientada a la instalación de medidores por circuitos. Indica

que esta estrategia ha permitido obtener resultados en forma inmediata y hacer el seguimiento

correspondiente.

Estas actividades del Plan de Reducción de Pérdidas están desglosadas en zonas específicas y en

cada una de ellas la cantidad de energía que se pretende recuperar.

SOBRECARGA DE CIRCUITOS Y PERDIDAS TECNICAS

EEH presento algunos resultados de los análisis realizados respecto a la sobrecarga de la red de

distribución para lo cual, identificaron la necesidad de la construcción de nuevas subestaciones, la

ampliación de subestaciones existentes y el Repotenciamiento de Circuitos. Un resumen de lo

presentado es el siguiente:

135

135

Nuevas Subestaciones

Ampliación de Subestaciones

136

136

Repotenciamiento de Circuitos Existentes

EEH presentó un presupuesto estimado que permitiría ejecutar las acciones correspondientes a

cada proyecto:

El monto total alcanza un valor de US$ 60,400,800.

EEH complementó informando que como resultado de las reuniones mensuales que EEH lleva

adelante con la Gerencia de Transmisión de ENEE, se han identificado algunos requerimientos

inmediatos de la red que son posibles de implementarlos con una asignación de recursos no muy

exigente.

Respecto a las entregas de la generación distribuida, se indica que al no haberse planificado

adecuadamente la inyección de estas generadoras a la red, en muchos casos estas conexiones

137

137

ocasionan pérdidas de energía considerables y el Centro Nacional de Despacho aparentemente no

considera esto. (es el caso de los circuitos 364, 363).

Al respecto ENEE sugiere que se analice el tema de pérdidas en estos circuitos respecto a:

Alumbrado Público

Inyecciones de generadores distribuidos

Acuerdo 3

ENEE hará la identificación de las luminarias directas en estos circuitos y considerará la compra e

instalación de fotoceldas y la instalación de nuevas luminarias. El Ing. Samuel Martínez será

responsable por ENEE para hacer el seguimiento y el Ing. Alex Banegas por EEH. El apoyo de EnerGIS

estará a cargo del Ing. Rufino Diaz y del Ing. Oscar Ravelo.

ENEE informa que se encuentra vigente el Fideicomiso de Alumbrado Público con el Banco LAFISE,

por lo que dispondrán de los recursos para este efecto.

Se acordó que el canal para resolver el tema de transmisión deberá ser a través del Comité Técnico.

EEH deberá preparar un presupuesto con un proyecto específico y que sea de mayor prioridad.

Respecto a la instalación de medidores a canchas y parques se informó que se está analizando que

estos registros pasaran a formar parte del Alumbrado Público.

Fuentes de poder cable operadoras

Semáforos

Vallas Publicitarias

Clientes ilegales

Zonas

Respecto a ZDG’s EEH indica que tienen actas de nuevos puntos y que se requiere que estas sean

firmadas por personal de ENEE.

Respecto a las ZDG’s, ENEE indica que es necesario hacer seguimiento a los clientes facturados

dentro estas zonas. Para este efecto es necesario de aplicar el Plan de Normalización de ZDG’s.

Respecto al Balance de Energía, ENEE sugiere hacer conciliaciones mensuales principalmente en

irregularidades, ZDG’s y Alumbrado Público.

Respecto al MDM, ENEE solicita que se defina cuál será el MDM que EEH instalará.

Al respecto, EEH indica que aún no ha definido. Pero respecto a la compra de medidores esto no

debería ser un problema para la compra de medidores (ENEE levantó su restricción respecto a la

compra de 3.000 Macromedidores).

138

138

Finalmente, respecto al MDM, coordinará el Ing. Samuel Martínez por ENEE y por EEH Eduardo

Gálvez y Luis Duque. Deberán presentar un Informe.

Acuerdo 4

Respecto a los nuevos proyectos, ENEE indica que no ha habido buenos resultados por lo que

solicita que se trabaje en conjunto con EHH para resolver este tema. Por EEH será la Rosa Delia

Rivera y por ENEE la ing. Ligia Macias.

Respecto al Sistema Informático, EnerGIS, ENEE indica que hoy tiene acceso a través del Ing. Rufino

Diaz. Solicita que EHH habilite accesos para Ceiba (José Luis Cano) y San Pedro de Sula (Grevil

Caballero).

ENEE solicita respecto a las ZDG’s retomar el plan piloto para normalizarlas lo que se trabajó

anteriormente.

ENEE y EEH se comprometen a realizar una reunión dentro de un mes para revisar los compromisos

que se presentan en esta Acta de Reunión.

9.5. Comision de Revisión de Actas de Irregularidades

El 17 de mayo de 2019 se efectuó la primera reunión de la Comision de Revisión de Actas de

Irregularidades.

Participaron los siguientes profesionales que fueron designados en la reunión de Pérdidas

celebrada el 16 de mayo de 2019: EEH: Sindy Fortich, Varinia Diaz; ENEE: Dennis Hernández

(Reemplaza a Sr. Mario Erazo), Juan Carlos Carcamo, Norman Barahona; MHI: Emerson Vásquez

(Experto en procesos de TI), Arturo Iporre, Eduardo Saavedra.

ORDEN DEL DIA

1. Metodología para la Revisión de Actas

MHI informó sobre los resultados de la reunión de la Comisión de Pérdidas que se realizó en fecha

16 de mayo del presente, en donde se decidió conformar una Comisión de Revisión de las Actas.

En este sentido, los asistentes a la reunión iniciaron el análisis procurando responder por qué

existen tantas actas sin procesar y que uno de los objetivos debería ser el conocer los

antecedentes, de manera tal que una vez conocido el problema se puedan plantear soluciones.

Se analizó si los cambios aplicados por la CREE, calificados como discriminatorios por EEH, pueden

ser realmente denominados de esa manera, ya que al existir en el país una sola empresa de

distribución, al parecer, no podría aplicarse el concepto Cambios Discriminatorios.

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Las representantes de EEH manifiestan que las situaciones de ámbito y cambios regulatorios que

afectaron el normal proceso de facturación de las actas por irregularidades, levantadas por EEH

fueron las siguientes:

14 de noviembre de 2017: Convulsión Social que se prolongó hasta diciembre 2017 y enero

2018, a causa del proceso eleccionario.

Resoluciones CREE 071 y CREE 050

Oficios CREE 262-2018 y CREE 004-2019

Instrucciones escritas, como es el caso de la Nota de CREE que instruye la caducidad de las

actas.

ENEE indica que si bien es cierto la CREE es el Organismo Regulador, es ahora cuando se pueden

proponer las mejoras necesarias, de manera que el Regulador las incorpore en la regulación.

EEH indica que, a esta fecha, el 90% de las actas levantadas en el Segundo Año de Operaciones,

como efecto de la regulación resulta improcedente.

El Sr. Juan Carlos Cárcamo de ENEE, sugiere definir adecuadamente el proceso de caducidad de

actas y entender adecuadamente lo estipulado en el Reglamento. El objetivo es clasificar las actas

y cuantificar el efecto económico. Dice que conociendo el problema se puede proponer una

solución.

Con el objeto de conocer la visión que cada uno de los profesionales que conforman el Equipos de

Trabajo tiene respecto de la Misión encomendada, para elaborar un Plan de Trabajo y de esta

manera cumplir con lo solicitado a la Comisión, MHI procedió a consultarle a cada participante lo

siguiente:

¿Cuál es el impulsor que lo motiva a participar en este Equipo de Trabajo?

Las respuestas fueron las siguientes:

Clasificar las actas por tipo

Cuantificar el efecto físico del problema, medido en kWh

Cuantificar el efecto monetario del problema, medido en HNL

Analizar en profundidad el problema

Presentar a la Autoridad el resultado del análisis

Descubrir las posibles soluciones a mediano y largo plazo

Grabar en el Sistema de facturación las variables conciliadas por el Equipo

Medir el Impacto que el problema representa para la disciplina del Mercado

Descubrir cuanta es la energia que se puede facturar

Valoración para facturación o para cuantificación de la energía consumida No Registrada

El Proceso, verificar que las actas sean reales

Verificar si la Regulación fue adecuada o no

Hacer un trabajo transparente y sin sesgos. Es decir, conocer cuáles actas son efectivas, cuales

son aplicables, etc.

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Acuerdo 1

Se acordó aplicar la siguiente metodología en la revisión de las Actas de Irregularidades:

c. Revisión en conjunto de la base de datos que dispone EEH de las Actas de Irregularidades

Tipificación de los casos (Daños a los Equipos de Medida en Régimen, Tratamiento de

Nuevos Suministros, Violación de Sellos).

Por Fecha de Vigencia de la Reglamentación CRE051, CREE071, Oficios de CREE e

Instrucciones.

Por tipo de Medida (Indirecta, Semidirecta y Directa)

Cuantificación de los casos por tipo

Análisis de c/u de las muestras

Informe de Diagnostico

d. Muestras estadistas aleatorias para revisión en conjunto y selección aleatoria por tipo en la

Base de Datos de las Actas de Irregularidades.

90% confianza

5% error

Determinación de la Muestra Estadística Representativa por tipo

El universo de las Actas será entregado por EEH a MHI para que MHI genere la muestra aleatoria

aplicando la clasificación indicada en el inciso a.

Finalmente, Grandes Clientes por encima de 500 KVA con anomalías serán tratados

separadamente.

9.6. Desprendimientos de Carga en el Sistema de Distribución

El dia 16 de mayo de 2019, ENEE (Ing. Luis Cruz) envió a la Gerente de Distribución de EEH (Ing. Enid Arita) la siguiente Nota: En vista de la situación crítica que está pasando el Litoral Atlántico respecto a las desconexiones por alivio de carga y, dado que hay cierta falta de información en la ENEE, en cuanto a conocer las zonas que se programarán en cuadro de desconexiones, estamos retomando lo acordado en reunión de fecha del 9 de Mayo del 2018, realizada en el Centro Sur con los diferentes involucrados (EEH; ENEE (Despacho, Relaciones Publicas y Distribucion L.A.), en el cual se acordó que para que todas las entidades estuvieran coordinadas, se recomendó que los cuadros de alivios de carga fueran discutidos en MECEP cuyas reuniones se realizan los dias lunes a las 2:00 pm en la Ceiba. Por lo anterior, solicitamos se retome este tema de que los cuadros de alivios de carga sean analizados en MECEP de Ceiba previo a la oficialización de los mismos.

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Favor girar las instrucciones del caso al personal de EEH de Ceiba para coordinar de nuevo esta situación como se acordó en la reunión del año pasado. El dia 20 de mayo de 2019, el Ing. Luis Cruz recibió la siguiente respuesta de la Ing. Enid Arita: En atención a la restricción en el suministro de energía que está presentando la zona LA y retomando lo acordado en reunión anterior entre personal de ENEE-CND y EEH (ayuda de memoria 09-05-18), se estableció que el CND es el canal designado para consolidar las programaciones y posteriormente socializados a lo interno de ENEE. En base a lo acordado semanalmente, se debe establecer la coordinación para que las solicitudes que reciba personal de la ENEE puedan ser entregadas en reunión de MECEP en La Ceiba, haciendo las observaciones y/o sugerencias a EEH; para que sean consideradas a fin de no afectar el suministro de energía en los horarios indicados, tal como han sido incluidas hasta hoy en la elaboración de la programación del Plan de Alivio de Carga que ser remite a CND los días viernes a las 10:00 horas. CND es el responsable de socializarlo a Relaciones Publicas de la ENEE y demás dependencias relacionadas a lo interno de la ENEE.

9.7. Programa de trabajo de Consultor de MHI experto en TI

A continuación, se informa el programa de Trabajo que, en materias de TI, se encuentra desarrollando el Consultor Experto en TI de Manitoba Hydro International, a partir del 5 de mayo de 2019. La reciente actualización de información, indica que EEH seguirá adelante con el nuevo InCMS, pero solo para los grandes consumidores, que es un pequeño subconjunto del total de clientes, pero que refleja un gran porcentaje del consumo mensual. Esto puede ser un buen compromiso para probar el nuevo sistema durante un mes, debido al alto riesgo de problemas de rendimiento que significaría si siguieran adelante con el nuevo sistema para todos los clientes. Interesa saber cómo EEH procederá para ejecutar el nuevo SOEEH y otras interfaces durante mayo; es necesario clarificar si se aplicara solo para el subconjunto de consumidores a los que se está facturando en InCMS. La visita a fines de mayo de 2019 permitirá al Consultor de MHI revisar el rendimiento del sistema InCMS de producción para el pequeño subconjunto de consumidores y también conocer cómo se están resolviendo los problemas finales del proyecto en las pruebas paralelas de mayo para el resto de los consumidores. Con eso, la revisión del rendimiento de la aplicación InCMS en producción para consumidores altos, la resolución de las deficiencias restantes de InCMS y el último mes de pruebas paralelas para los consumidores restantes y la funcionalidad e interfaces de InCMS sería el enfoque clave para el informe de actualización de TI de mayo (incluidas las recomendaciones que llegan de la revisión), que se incluirían en el informe trimestral.

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También se efectuará un seguimiento para que EEH revise cómo organizarán la información de la toma de control IBM 390, en relación a las solicitudes de reembolso de InCMS para 2018 y 2019. Otras áreas de enfoque incluyen: Análisis adicional del progreso realizado por EEH en su investigación y posible negociación del mantenimiento de la licencia de InCMS versión 2.4, la actualización de la licencia de InCMS versión 4.7 y las negociaciones de mantenimiento de la licencia de EnerGIS y SigCOM. Las discusiones con TI de EEH sobre los problemas de tecnología y las oportunidades relacionadas con su sede central planificada, en donde se mudan a una nueva oficina en junio / julio, incluida la aprobación y el estado del contrato del proveedor del estado del nuevo centro de datos de EEH que se ubicará en la nueva oficina. También se ha revisado el documento de oferta del centro de datos y la recomendación de EEH para la selección del proveedor (y la discusión y revisión de la validez de la calificación para el reembolso de activos). Revisión general del rendimiento de TI para el informe trimestral de TI de mayo. Desarrollar el informe de actualización de InCMS y el informe trimestral de TI de EEH mayo. Este plan de trabajo considerado para el 22 de mayo al 4 de junio, implicará un plan de trabajo más detallado que incluya reuniones sugeridas que se pueden configurar por adelantado durante los primeros días de la visita, incluye: Revisión del desempeño de la aplicación InCMS en producción para altos consumidores. Resolución de las deficiencias restantes de InCMS. Último mes de pruebas paralelas para los consumidores restantes y la funcionalidad e

interfaces de InCMS. Revisar cómo EEH organizará la toma de control de IBM 390 y las solicitudes de reembolso de

InCMS para 2018 y 2019. Las otras áreas de enfoque mencionadas son necesarias, principalmente la licencia del InCMS, SigCOM y su licencia de mantenimiento, la mudanza planificada de la sede y los problemas de reembolso. EEH quería implementar InCMS con todos los clientes en mayo, pero era muy arriesgado. Por lo tanto, se logró internalizar en EEH la propuesta de MHI, de implementar con un grupo piloto de clientes. Finalmente, el Director del Proyecto InCMS y el Gerente Comercial de EEH decidieron tomar la iniciativa. Este grupo piloto tuvo que ser muy bien seleccionado y de acuerdo con el hecho de que la facturación de los grandes clientes no se envía a estos clientes, pero después de una revisión exhaustiva, y por correo electrónico, fue el elemento para su selección en el piloto, además que el facturase a estos clientes, implica facturar alrededor del 40% de la energía de la empresa.

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Un problema importante es que todos los clientes (incluidos los grandes) también recibirán una factura por parte de EEH en mayo por el IBM 390. Además, EEH continuará con las pruebas integrales del resto de los clientes, por lo tanto, su visita podrá revisarse estas pruebas y la conversión de datos que es fundamental, más que el rendimiento del InCMS que prácticamente no tendrá ningún esfuerzo

El 16 de mayo de 2019, se completa el Programa en el sentido siguiente: La aplicación InCMS está en producción parcial con una gran facturación de clientes, con pruebas paralelas en el resto de la funcionalidad y las interfaces que continuarán durante el mes de mayo. El estado de las pruebas paralelas de la aplicación y su preparación para la transición a la producción se contempla para junio de 2019, será el foco de esta visita. También sé que está preparando un documento sobre el proyecto InCMS, del cual MHI enviará sus comentarios.

Se continuará revisando los planes de EEH para el gasto en TI para 2019, 2020, incluido el estado de la construcción y el equipamiento del nuevo centro de cómputo. También se terminará la revisión y aportes a la solicitud de reembolso de inversiones de EEE para 2018 para gastos de TI, para lo cual, se espera que EEH haya podido proporcionar a MHI la documentación de respaldo que solicitamos en la última visita del Consultor. Estas revisiones proporcionarán la base para las aportaciones de TI al informe trimestral de mayo de MHI. La siguiente propuesta de trabajo detallada se basa en el resumen del plan de trabajo inicial.

1. Revisar el progreso de la transición de producción parcial para la aplicación InCMS (facturación de grandes clientes).

2. Revisar el progreso de las actividades restantes del proyecto CIS de la fase 2: implementación de la versión 2.4 de InCMS (implementación de InCMS configurado por ENEE y retiro de IBM 390 CIS) con EEH y ENEE. Trabajo con el personal de MHI sobre las preocupaciones de conversión de datos y resultados de pruebas para la aplicación. Documentar los resultados en el informe trimestral de TI que incluye recomendaciones.

3. Revisar la estrategia y los planes para el proyecto CIS de la fase 3 (actualización e implementación de InCMS 4.7 con requisitos de EEH), cuyo objetivo es comenzar a mediados de 2020 con EEH e INDRA para determinar un cronograma y planes más detallados. Discutir los problemas y riesgos identificados por el equipo de MHI. Documentar los resultados en el informe trimestral.

4. Revisar y analizar el progreso que EEH ha realizado en su investigación y posible negociación del mantenimiento de la licencia de InCMS versión 2.0, la actualización de la licencia de InCMS versión 4.7 y las negociaciones de mantenimiento de la licencia de EnerGIS y SigCOM.

5. Completar la revisión de MHI de la solicitud de reembolso de gastos de inversión en TI de EEH para 2018.

6. Revisar los planes actuales de EEH para 2019 y 2020 para el gasto en TI. Complete la revisión de estos planes, incluidas las expectativas de EEH de reembolso de la inversión para el gasto de capital de TI.

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7. Revisar el proyecto EnerGIS con el gerente del proyecto EEH GIS para obtener actualizaciones desde la última visita. Revisar el estado de la interfaz EEH / ENEE que se programó para completarse y estar en servicio en mayo.

8. Revisión de los elementos que se debe informar sobre el desempeño de TI, el estado de los proyectos de TI, el gobierno, etc. y las actualizaciones del progreso de los EEH en relación con las recomendaciones mensuales y trimestrales de MHI EEH IT.

9. Las discusiones con EEH IT sobre los problemas tecnológicos y las oportunidades relacionadas con su sede central planificada se mudarán a una nueva oficina más adelante este año, incluida la aprobación y el estado del contrato del proveedor del estado del nuevo centro de datos de EEH que se ubicará en la nueva oficina. También revisar el documento de oferta del centro de datos y la recomendación de EEH para la selección del proveedor (y la discusión y revisión de la validez de la calificación para el reembolso de activos).

10. Documente los hallazgos de EEH-TI (incluidas las actualizaciones de CIS) para el informe trimestral de MHI EEH.

11. Cualquier otro elemento presentado a través de los elementos de revisión anteriores o según lo solicite el equipo de MHI.

12. También organizar reuniones relacionadas con TI con el personal de EEH / ENEE que se

requieren para el resto de la próxima semana, lo que incluye:

Actualización del proyecto InCMS con el gerente del proyecto EEH (Fabian Rivera) Soporte de InCMS de TI y otras actualizaciones de TI con el Director de TI de EEH

(Francesco Betancur)

10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

EEH informa que el tiempo promedio de atención de incidencias en Abril2019 fue de

3.15 hrs., desde que es recibida la llamada hasta que la incidencia se soluciona.

Las PQR’s Ingresadas en los 12 meses (1,007,300) + las PQR’s Pendientes a Mayo2018

(14,556), corresponden al Total de PQR’s Acumuladas (1,021,856) y que el Cociente

entre las PQR’s Resueltas Acumuladas (1,016,673) sobre las PQR’s Acumuladas por

Resolver (Acumulado + Ingresado = 1,021,856), muestra una Efectividad Acumulada de

99.49 % en 12 meses.

El mes de abril 2019 se inició con la cantidad de 6,988 PQR´s abiertas y finalizó con

5,184 PQR’s abiertas, la menor cantidad de PQR’s rezagadas a fin de mes, en los últimos

12 meses, también la más baja en la operación de EEH.

La demanda de PQR´s durante Abril2019 fue de 65,312 la que disminuyó en 25%

respecto de Marzo2019 (86,847). La demanda de PQR´s de tratamiento fue de 22%, es

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

A nivel nacional, se cerró el 92.83 % de la cantidad de PQR´s a resolver en Abril2019,

cuyo número está compuesto por el total de PQR’s resueltas en abril (67,116), dividido

por - la suma de PQR’s remanentes de marzo (6,988), más la cantidad de PQR´s que

ingresa durante el mes de abril (65,312).

En el mes de abril se resolvieron 60,669 PQR’s que ingresaron en el mismo mes, por lo

tanto, el rendimiento resultó 92.9 % (60,669 / 65,312), en rango inferior marzo de 2019

(93.5%).

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Se puede observar que al mes de Abril2019 el nivel de satisfacción de clientes de la zona

Centro Sur, en general, es mejor que en el resto de las zonas. Además, al comparar

Abril2019 con Marzo2019, el nivel “Muy Satisfecho”, ha ido disminuyendo hacia los

niveles “Satisfecho y Neutro”, en especial para Litoral Atlántico en las variables

encuestadas.

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.

En vista de los problemas identificados en los sistemas actuales en operación y

considerando que estos sistemas son los que estarán operativos con la implementación

del InCMS 2.0, con interfaces, 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.

En reunión sostenida con el Sr. Fabian Rivera, Administrador Usuario del proceso de

Implantación del Sistema InCMS, se informó lo siguiente:

En InCMS ya se están procesando los 11,000 mayores clientes, que representan

el 44% de las ventas de electricidad.

Los clientes masivos, aún se están procesando en IBM 390.

Dado que el proceso para los 11,000 mayores clientes está funcionando

satisfactoriamente en InCMS, el sistema IBM 390 se apagó para el proceso

normal de altos consumidores.

En Junio2019 se inicia el proceso InCMS para clientes masivos.

Si bien es cierto, InCMS tiene soluciones para Liquidaciones, Subsidios,

Amnistías, Refacturaciones, Alumbrado Público, Servicios, no es menos cierto

que las reglas de negocios han cambiado y se ha tenido que actualizar los

programas a las nuevas reglas.

También, ha debido mejorarse el proceso de liquidación de DMx, histórico de

reactivos, mecanismos de promedios, cálculo de intereses por mora.

En todo caso, luego de la puesta en marcha, se consumirán dos meses en el

proceso de estabilización de la operación de InCMS.

Con relación al problema generado por EEH al facturar clientes en base a promedios,

cuyas rectificaciones fueron dispuestas por SAPP, el dia 17 de mayo de 2019 se efectuó

una reunión en la que participaron los representantes del Área Comercial de EEH, del

Área Comercial de ENEE, CREE, SAPP y MHI. El Encargado de Regulación de EEH explicó

que la reunión correspondía al cierre de este proceso. El Informe Final que entregará

EEH correspondiente a Abril2019 considera todas las rectificaciones que se

comenzaron a realizar a los clientes en el mes de Diciembre2018.

El Comité Interinstitucional conformado por representantes de ENEE, EEH, SAPP, CREE

y MHI, para resolver los problemas que se han causado a los abonados del servicio

eléctrico del país, ha sesionado con regularidad los días jueves de cada semana. En ese

Comité se ha efectuado seguimiento a los casos identificados en las bases de datos del

Sistema Comercial de EEH y a reclamos realizados por los clientes del servicio eléctrico.

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Con las actividades realizadas en lo concerniente a la toma de lectura y facturación, la

reducción de promedios de abril respecto de marzo 2019, alcanzó a 6,634 abonados,

quedando finalmente 188,704 abonados con promedios, de un total de 1,873,484

clientes facturados en abril en el Sistema (10.07%), con una menor proporción de

promedios que en el mes anterior (10.49%).

Según los resultados a Marzo2019 en la instalación de medidores a clientes que

presentaron anomalías de lectura asociada a la medida, se observa que no se llegará a

la meta planteada para siete (7) meses, es decir, lograr reducir 113,147 abonados con

promedios por medio de instalación de medidores.

MHI planteó este problema al Comité Interinstitucional, razón por la cual, EEH informó

que dará prioridad a este objetivo, dentro de sus planes globales de instalación de

equipos de medida.

El indicador de efectividad mensual de facturación (EF) ha tenido un crecimiento en el

mes de Abril2019 respecto de Abril2018 de 7.38 %. A nivel Acumulado, la diferencia es

0%.

Con relación al EF-TAM, en el mismo periodo se ha producido un crecimiento de 0.51

%, alcanzándose en Abril2019 un EF-TAM de 79.16 %.

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 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.

En materia de acciones de cobranza a través de suspensiones de suministro a clientes

morosos, EEH ha implementado un sistema de Gestion Remota de Cobranza a Clientes,

que incluye el Corte por Deuda a Distancia.

Con la información disponible por MHI al 15/05/19, se informa que entre

Diciembre2016 y Abril2019 la Pérdida Eléctrica del Sistema de Distribución de ENEE ha

disminuido en 3.79 % y entre Diciembre2017 y Abril2019, la pérdida se ha

incrementado en 0.26 %.

El 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.

El valor del CRI proyectado para el Tercer Año resulta 76.49 %.

Se puede observar la evolución del CRI, desde 69.24% (Mayol2018) a 72.35%

(Abril2019), lo que significa que EEH deberá hacer un gran esfuerzo para alcanzar en

Noviembre2019 la meta del tercer año de operaciones (76.49 %).

MHI 27/05/2019

Supervisión del Proyecto “Recuperación de Pérdidas en los ...

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