Vigesimosexto Informe Mensual

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Vigesimosexto 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”

Abril 26 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 ................................................................................ 19

6. AVANCE DE OBLIGACIONES DEL OPERADOR INVERSIONISTA ................................... 25

6.1. Mantenimiento del Sistema de Distribución ............................................................ 26

6.2. Sistema Comercial. ................................................................................................. 28

6.2.1. Recursos para el Sistema Comercial y Servicio al Cliente.......................................... 28

6.2.2. Comportamiento Global de la Facturación .............................................................. 31

6.2.3. Índice de Efectividad en la Facturación (EF) ............................................................. 41

6.2.4. Efectividad en el Recaudo – Índice ER ..................................................................... 44

6.2.5. Efectividad en el Control de la Mora – Índice ECM ................................................... 50

6.2.6. Evolución de la Morosidad ...................................................................................... 55

6.2.7. Efectividad del Corte y Reposición de Servicios ....................................................... 59

7. REDUCCIÓN Y CONTROL DE PÉRDIDAS .................................................................... 63

7.1. Indicador de Pérdidas ............................................................................................. 63

8. EL CRI INDICADOR DE PROGRESO EN REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS. ............................. 70

8.1. Determinación Del CRI ............................................................................................ 71

8.2. Proyección del CRI en el Periodo del Contrato ......................................................... 71

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8.3. Determinación del CRI en la operación de EEH ........................................................ 73

9. OTROS INFORMES SOLICITADOS A MHI ................................................................... 77

9.1. Programa de Reuniones MHI .................................................................................. 77

9.2. Cierre del Proceso de Inversiones Primer Año de Operaciones ................................ 81

9.3. Analisis de Riesgos .................................................................................................. 87

9.4. Honorario de Éxito por Recuperacion de Mora ...................................................... 114

9.5. Procesos de Compras Oficio SAPP-120-2019 .......................................................... 115

9.6. Procesos de Compras Tercer Año de Operaciones ................................................. 130

10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................. 148

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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 Vigesimosexto 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.

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 Abr.2018 y Mar.2019

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)

May.17 - Abr.18 1.66 1.80 99.8% 0.92 2.19 2.13 99.7% 1.00

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

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 (Marzo2018 vs. Marzo2019)

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)

Mar.2018 de EEH 1.30 1.19 99.82% 1.09 1.09 1.54 99.85% 0.71

Mar.2019 de EEH 1.12 0.50 99.85% 2.24 1.49 0.99 99.80% 1.51

Mar. 2018 – Mar. 2019

0.18 0.69 -0.02% -1.15 -0.40 0.55 0.05% -0.80

Calificación Mejor Mejor Mejor Peor Peor Mejor Peor Peor

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

La Efectividad mensual en el Recaudo (Recaudo/Facturación) en Febrero 2019 resultó 96.16 % con

un recaudo total de MMHNL 2,181.58 sobre una facturacion de MMHNL 2,268.75. El promedio de

recaudo de 12 meses es de MMHNL 2,067.11 lo que equivale a 100.29 % sobre una facturacion

promedio de 12 meses de MMHNL 2,061.05.

Para el presente Informe Mensual Nº 26, correspondiente al periodo comprendido entre el

19/03/19 y el 18/04/19), nuevamente el Operador no entregó su Balance de Energía, razón por la

cual, MHI no pudo hacer una comparación con información entregada separadamente entre ENEE

y EEH.

Por lo anterior, los análisis de MHI que a continuación se informan, se basan en información

entregada por ENEE, aplicando en el balance de energía los acuerdos alcanzados hasta el 8 de abril

de 2019 por la Comision de Análisis, 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 al cierre del presente informe, en cuanto a pérdidas, a

Marzo.2019, los resultados muestran el siguiente Balance de Energia del Mes y Acumulado de

últimos 12 Meses (No considera las Anomalias Facturadas):

Balance Energía – Marzo. 2019

Energía Entrada GWh 743,796,856

Ventas Totales (GWh) 531,238,745

Pérdidas Totales (GWh) 212,558,111

Pérdidas del Mes (%) 28.58%

Tabla Nº 4: Balance de Energía del Mes

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Balance Energía – Abr. 2018 – Mar.2019

Energía Entrada GWh 8,796,978,678

Ventas Totales (GWh) 6,333,029,622

Pérdidas Totales (GWh) 2,463,949,056


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 Marzo2019 la Pérdida Eléctrica del Sistema de Distribución ha disminuido en

3.94 % y entre Diciembre2017 y Marzo2019, la pérdida se ha incrementado en 0.11 %.

5. REQUISITOS DEL INFORME MENSUAL

Este Vigesimosexto 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).

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

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

Febrero2018 comparado con Febrero2019.

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 Marzo2019, el COD recibió 4,346 Ordenes Efectivas; se atendieron 4,346 reportes, o sea el EARCOD

de Marzo2019 (Efectividad en la Atención de Reclamos al COD) resultó 100 %.

En la tabla siguiente se presentan los valores informados por EEH entre Abril2018 y Marzo2019 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

Abr. 2018 8,433 2,233 1,055 0 5,145 5,145 0 100.00% 100.00%

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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 Abril2018 y Marzo2019.

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

Febrero2019 fue de 2:72 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%

Abr. 18 May. 18 Jun. 18 Jul. 18 Ago. 18 Sep. 18 Oct. 18 Nov. 18 Dic. 18 Ene. 19 Feb. 19 Mar. 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 Marzo2018 y Marzo2019

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


Mar. 18 1.30 1.19 99.82% 1.09 1.09 1.54 99.85% 0.71

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

Tabla Nº 7: Indicadores de Confiabilidad de Servicio

Base de Clientes: 1,436,260 de enero 2016 a Noviembre 2017 y 1,746,068 a partir de Diciembre 2017

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

1 entre Marzo2018 y Marzo2019

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 Marzo2018 y Marzo2019

Gráfico Nº 3: Indicadores Mes Confiabilidad de Servicio Grupo 2

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

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

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



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)

15

La tabla siguiente muestra una comparación de indicadores de confiabilidad de servicio Marzo2018

vs. Marzo2019. Se puede observar un empeoramiento en CAIDI Grupo 1 y SAIDI, ASAI y CAIDI Grupo 2.

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)

Mar.2018 de EEH 1.30 1.19 99.82% 1.09 1.09 1.54 99.85% 0.71

Mar.2019 de EEH 1.12 0.50 99.85% 2.24 1.49 0.99 99.80% 1.51

Mar. 2018 – Mar. 2019

0.18 0.69 -0.02% -1.15 -0.40 0.55 0.05% -0.80

Calificación Mejor Mejor Mejor Peor Peor Mejor Peor Peor

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

Adicionalmente, se ha confeccionado una segunda tabla que entre los meses de Marzo2018 y

Marzo2019 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


May.17 - Abr.18 1.66 1.80 99.8% 0.92 2.19 2.13 99.7% 1.00

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

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

Base de Clientes: 1,436,260 de Septiembre 2016 a Noviembre de 2017 y 1,746,068 a partir de Diciembre 2017

17

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

del Grupo 1 para los periodos interanuales Mayo2017 – Abril2018 y Abril2018 – Marzo2019

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 Mayo2017 – Abril2018 y Abril2018 – Marzo2019

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

May.17- Abr.18

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

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

May.17- Abr.18

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

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. Similar situación se produce con CAIDI Grupo 1. 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 0.5 en Enero2019 y subiendo a 1.49 en Marzo2019. Respecto del CAIDI Grupo 2 en Febrero2019 se produjo un alza a 1.55 y en Marzo2019 se mantiene alto en 1.55. 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 Enero2019.

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


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

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

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

0.40

0.90

1.40

1.90

2.40

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




19

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.

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 Abril2018 - Marzo2019

De acuerdo a los datos de la tabla siguiente, en términos mensuales, la Efectividad ha variado entre

80.32 % (Abril2018) y 92.94 % (Marzo2019). En términos acumulados anuales, a Marzo2019 la

Efectividad Acumulada es de 99.31 %.

Comentario 2 de MHI: Cabe destacar que las PQR’s Ingresadas en los 12 meses (997,283) + las

PQR’s Pendientes a Abril2018 (18,668), corresponden al Total de PQR’s Acumuladas (1,015,951) y

que el Cociente entre las PQR’s Resueltas Acumuladas (1,008,964) sobre las PQR’s Acumuladas por

Resolver (Acumulado + Ingresado = 1,015,951), muestra una Efectividad Acumulada de 99.31 %en

12 meses.

0.30

0.80

1.30

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




20

Mes Pendientes

Mes Anterior

Ingreso Mes Acumulado +

Ingresado Resueltas

Mes Pendientes

Mes Efectividad

%

Abr. 2018 18,668 55,295 73,963 59,407 14,556 80.32%

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%

Acumulado 997,283 1,015,951 1,008,964 99.31%

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.

Gráfico Nº 8: Evolución del tratamiento de PQR’s

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000


Evolucion del Tratamiento de PQR's

Ingreso Mes Resueltas Mes Pendientes Mes

21

Comentario 3 de MHI: El mes de marzo 2019 se inició con la cantidad de 12,185 PQR´s abiertas y

finalizó con 6,988 PQR’s abiertas, la menor cantidad de PQR’s rezagadas a fin de mes, en los últimos

12 meses.

La demanda de PQR´s durante Marzo2019 fue de 86,847 la que aumentó en 11 % respecto de

Febrero2019. La demanda de PQR´s de tratamiento fue de 20%, es decir, no se trata de consultas

que se resuelven en primer contacto.

A nivel nacional, se cerró el 92.4 % de la cantidad de PQR´s a resolver en Marzo2019, cuyo número

está compuesto por el total de PQR’s resueltas en marzo (92,044), dividido por - la suma de PQR’s

remanentes de enero (12,185), más la cantidad de PQR´s que ingresa durante el mes de marzo

(86,847).

En el mes de marzo se resolvieron 81,196 PQR’s que ingresaron en el mismo mes, por lo tanto, el

rendimiento resultó 93.5 % (81,196/86,847), en rango superior a febrero de 2019 (90.01%).

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

la demanda del mes de Marzo2019. La primera de ellas muestra el peso porcentual y la siguiente las

cantidades por tipo de PQR’s.

En Marzo2019 la gran mayoría de las solicitudes de los clientes tienen que ver con requerimientos

comerciales (consultas) que representan el 54 %; gestiones comerciales que tienen que ver con el

recaudo (apego a decreto de amnistía, condonación de deuda, peticiones de acuerdos a plazos,

autorizaciones de pago) que representan el 18 %; requerimientos técnicos (solicitud de nuevos

suministros, revisión/cambio de medidor y reconexiones) que representan en torno al 11 %.

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 %

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

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

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

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

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

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

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

CAUSALES PQR's MARZO 2019

CS REF AP DCD SNS RCM PAP ECP DTE Total

Choluteca\San Lorenzo 1,734 808 198 364 425 296 286 94 93 4,298

Comayagua 2,390 1,584 830 270 816 477 390 184 212 7,153

Danli 1,502 75 171 270 356 93 128 56 65 2,716

22

CAUSALES PQR's MARZO 2019

CS REF AP DCD SNS RCM PAP ECP DTE Total

Juticalpa 1,221 83 201 351 277 240 111 80 78 2,642

Tegucigalpa 6,398 2,644 850 978 875 729 803 437 539 14,253

La Ceiba 2,944 497 748 618 248 254 253 184 111 5,857

Tocoa 1,332 235 160 261 282 177 146 136 74 2,803

El Progreso 1,882 773 834 778 268 487 301 84 123 5,530

San Pedro Sula 14,297 1,371 1,875 1,607 724 924 474 644 241 22,157

Santa Cruz 1,027 143 272 382 171 149 138 67 267 2,616

Santa Rosa 2,386 952 283 427 658 495 88 154 202 5,645

Total 37,113 9,165 6,422 6,306 5,100 4,321 3,118 2,120 2,005 75,670

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

La Distribución de Demanda de PQR’s por Sector es la siguiente.

PQR's POR ZONA

ZONA SECTOR DEMANDA PQR´s TOTAL ZONA

Centro Sur

Choluteca 4,730

36,198

Comayagua 8,300

Danli 2,992

Tegucigalpa 17,064

Juticalpa 3,112

Litoral

La Ceiba 6,661 9,924

Tocoa 3,263

Nor Occidente

San Pedro Sula 24,899

40,725

Santa Cruz 3,155

Santa Rosa 6,409

El Progreso 6,262

TOTAL PQR's 86,847 86,847

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

23

Comentario 4 de MHI: El mes de marzo 2019 se inició con la cantidad de 12,185 PQR´s abiertas y

finalizó con 6,988 PQR’s abiertas, la menor cantidad de PQR’s rezagadas a fin de mes, en los últimos

12 meses.







(86,847).



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

Detalle Cantidad Porcentaje

Llamadas Atendidas 263,027 91.43%

Llamadas No Atendidas 24,660 8.57%

Total de Llamadas Recibidas 287,687 100.00%

Tabla Nº 15: Llamadas atendidas por Call Center

mes Llamadas

Total Llamadas Eficiencia % Atendidas No atendidas

Apr-18 313,583 10,642 324,225 96.72%

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%

PMA 322,903 27,081 357,411 90.35%

Tabla Nº 16: Detalle de llamadas atendidas por Call Center

24

Atención Comercial en Sedes de Servicios al Cliente

En febrero 2019, EEH decidió cerrar 5 sedes de Servicios al Cliente, quedándose con 38 sedes

fijas a nivel nacional, decidiendo, además, atender las localidades sin sede por medio de oficinas

móviles. Tal es el caso de El Paraíso, Guaimaca, Ocotepeque, Santa Rita y Amapala. Las dos

primeras sedes fueron cerradas a fines de febrero y los tres restantes en marzo 2019.

Según lo indicado por EEH, este cambio de esquema de atención de sedes a unidades móviles,

obedece a la baja afluencia de clientes en estas 5 sedes, siendo atendidos los clientes cercanos a

las sedes cerradas dos veces por semana, con el soporte de sedes receptoras de las cerradas.

Este cambio también implicó reubicación de personal, en estos casos un Gestor SAC (Sistema

Atención Comercial) por sede cerrada hacia la sede receptora.

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

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

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

les ha creado una orden de gestión. Se establece un parámetro de medición, en donde 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 SAC; presentación personal del gestor SAC y comodidad de las sedes.

Nivel de Satisfacción marzo 2019.

La encuesta en marzo 2019 fue realizada a una muestra de 3,166 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

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

Centro Sur 74.6% 21.9% 2.5% 0.9% 0.1%

Litoral Atlántico 68.8% 26.8% 2.4% 1.3% 0.7%

Nor Occidente 71.3% 25.1% 2.1% 1.1% 0.4%

25

Tabla Nº 18: Conocimiento del Gestor SAC

Tabla Nº 19: Presentación Personal del Gestor SAC

Tabla Nº 20: Comodidad de las Sedes

Comentario 5 de MHI: De las tablas anteriores, se puede observar que a Marzo2019 el nivel de

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

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;


Centro Sur 71.9% 24.6% 2.5% 0.8% 0.1%


Nor Occidente 70.6% 23.9% 3.8% 1.3% 0.4%


Centro Sur 73.9% 25.4% 0.6% 0.0% 0.0%


Nor Occidente 74.4% 24.1% 1.1% 0.4% 0.0%


Centro Sur 73.9% 24.8% 0.8% 0.4% 0.0%


Nor Occidente 67.6% 23.7% 5.9% 2.6% 0.2%

26

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

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

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

instalaciones de apoyo;

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

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

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

Honduras.

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

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

se efectuará sobre los siguientes sistemas que administra EEH:

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

Calidad de Servicio Técnico.

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

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

6.1. Mantenimiento del Sistema de Distribución

Actividades de mantenimiento de instalaciones

En el periodo comprendido entre los meses de Abril2018 a Marzo2019 las actividades de

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

27

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

Promedio 12 meses

Transformadores Reemplazados 90 138 130 94 109 124 116 85 121 53 55 40 1,155 96

Postes Reemplazados 548 502 527 603 632 524 530 621 416 353 190 212 5,658 472

Cuchillas Cortocircuitos 270 214 279 251 252 219 163 216 161 163 146 139 2,473 206

Pararrayos (10 y 27 kV) 147 110 147 127 103 105 83 123 96 72 73 92 1,278 107

mts. de Conductores Varios 17,600 20,454 22,450 24,263 19,072 16,596 15,257 16,034 9,380 2,362 8,252 8,575 180,295 15,025

Promedio Grupos de Trabajo 218 218 218 218 218 218 225 225 225 189 189 189 2,550 213

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

Centro-Sur 90.29% 85.66% 89.86% 90.03% 92.43% 94.27% 82.46% 96.63% 91.10% 97.37% 94.18% 91.56% 98.86%

Noroccidente 91.40% 76.09% 71.43% 75.37% 79.23% 84.89% 84.48% 89.92% 69.87% 76.62% 96.30% 87.00% 89.44%

Litoral Atlántico 82.67% 75.15% 84.56% 76.15% 80.12% 85.50% 65.75% 80.13% 85.06% 72.50% 89.74% 72.73% 85.98%

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

28

Comentario 6 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 Marzo2018 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.

29

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

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

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

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

de la información.

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

sobre los siguientes ítems.

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

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

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

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

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

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

InCMS.

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

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

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

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

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

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

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

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.

30

Avances del Sistema de Información InCMS.

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

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

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

conceptos de facturación.

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

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

cálculo por concepto.

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

son los siguientes:

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

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

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

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

edad, etc.

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

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

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

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

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

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

del cálculo cambiaron durante la facturación, entre ambos sistemas.

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

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

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

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

envío de información entre las dos aplicaciones.

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

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

ambos sistemas IBM 390-InCMS.

Comentario 7 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

31

operatividad, en conjunto con los módulos del InCMS, razón por la cual, la puesta en marcha del

SGC se prorrogó para mayo de 2019.

Se aplicarán dos o tres ciclos completos de procesos en paralelo y previamente un intenso

programa de pruebas, detección de errores, correcciones y rectificaciones de factores críticos.

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

promedios, cuyas rectificaciones fueron dispuestas por la SAPP, se entiende que el Informe Mensual

correspondiente a Diciembre2018 considera las primeras rectificaciones que se comenzaron a

realizar a los clientes en ese mes, aunque corresponden a procesos de facturación efectuados entre

junio y noviembre 2018; esto generará cambios en las tendencias de Facturación, Recaudación y

Pérdidas para el tercer año de operaciones.

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 Marzo2018 y Marzo2019 aumentó desde 264.2

kWh/Cliente-mes a 286.3 kWh/Cliente-mes.

Gráfico Nº 9: Comportamiento del Consumo Promedio por Cliente (kWh/clte)

264.2

254.4

306.9

289.8 293.5

318.8 319.8

305.1

290.7

239.7

257.3

256.6

286.3

235.0

245.0

255.0

265.0

275.0

285.0

295.0

305.0

315.0

325.0

Consumo Promedio kWh/cliente

32

Se observa que entre Marzo2018 (1,783,516) y Marzo2019 (1,862,235) se ha incrementado la cantidad

de clientes en 78,719 clientes.

Mes Facturado

GWh

Cantidad de

Clientes

Consumo Promedio

por Cliente kWh/clte

Mar-18 471.17 1,783,516 264.2

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

Tabla Nº 23: Evolución de la Facturación Mensual

Por otra parte, la energía facturada aumentó en el mismo periodo, entre Marzo2018 (471.17 GWh)

y Marzo2019 (533.21 GWh) en 62.04 GWh.

Gráfico Nº 10: Crecimiento de Clientes – Comportamiento de Energía

1,783,516 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

1,862,235 471.17455.42 551.06

521.36529.23

579.76 585.28 560.48533.09441.62

475.79476.22

533.21

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

600N

úm

ero

de

Clie

nte

s

GW

h

Consumo de Energía/Crecimiento de Clientes

Cantidad de Clientes Facturado GWh

33

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 está efectuando

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.

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

En el mes de septiembre de 2018 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 propio

Comité Interinstitucional.

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

CONSUMOS ESTIMADOS

En la siguiente tabla Nº 25 se muestra la evolución de los promedios (código 2) en el periodo

comprendido entre enero 2018 y marzo 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.

34

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* 725.288 63.035 10.026 798.349

Tabla Nº 25: Evolución de clientes promediados, clientes con lectura real y estimación de consumos, periodo enero 2018 a marzo 2019

* Se incluyen datos al día de facturación del 17 de abril de 2019, según los datos procesados 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 en marzo 2019 alcanzó a 8,667 abonados, quedando

finalmente 195,338 abonados con promedios, de un total de 1,862,234 clientes facturados en

marzo en el Sistema (10.49%), con una menor proporción de promedios que en el mes anterior

(10.99%).

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

real y con estimaciones de consumos.

35

Gráfico Nº 11: Clientes por código de lectura en marzo 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 abril equivale a la lectura al

17/04/2019, por lo que faltan lecturas de ciclos que no han sido leídas dentro del proceso

comercial de abril 2019.

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

promedios para el mes de marzo de 2019:

SEGMENTO Clientes en Promedio marzo-19

Asociado al Equipo de Medida 55,389

Servicio Directo 17,255

Lectura No Actualizada 73,532

Otros (antes migración - no encontrados - crítica) 30,380

Fuerza Mayor 18,614

Caso Fortuito (Desastre Natural) 168

TOTAL CLIENTES CON PROMEDIOS 195,338

TOTAL CLIENTES FACTURADOS 1,862,235

% Participación Promedios 10.49%

Tabla Nº 26: Clientes promediados por Segmento de origen, marzo 2019

Según lo indicado en el Informe Mensual de Gestión de Marzo 2019 de EEH, la Empresa se ha

propuesto como meta cerrar el año 2019 llegando a un nivel de 150 mil promedios por mes; esta

meta se plantea conforme a la clasificación de los promedios de acuerdo al Segmento generador

o de origen mostrado en Tabla N° 26 anterior. El siguiente gráfico muestra este plan.

0

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

1,400,000

1,600,000

Clientes por código de lectura

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

36

Gráfico Nº 12: Evolución planificada de Promedios a Nivel Empresa, propuesta por EEH en 2019

Las tablas siguientes muestran los clientes con promedios por Sector en Marzo 2019, lo que

permite tomar acciones donde la proporción sobrepasa el promedio nacional. Los Gráficos 13 y

14 permiten dimensionar proporcionalmente los Sectores de mayor aplicación de Promedios en la

empresa.

Sector EEH

Código de lectura 0:

Real

Código de lectura 2: Promedio

Código de lectura 5: Estimada

CHOLUTECA\SAN LORENZO

127.594

12.630

3.660

COMAYAGUA

163.563

17.710

1.893

DANLI

61.604

2.002

385

EL PROGRESO

88.711

9.679

3.614

JUTICALPA

68.698

5.609

2.219

LA CEIBA

104.758

8.182

1.184

SAN PEDRO SULA

321.111

68.718

6.418

SANTA CRUZ

83.908

12.627

1.564

SANTA ROSA

168.261

17.864

4.728

TEGUCIGALPA

364.544

31.511

3.321

TOCOA

83.243

8.806

1.915

Total

1.635.995

195.338

30.901

Tabla Nº 27: Clientes promediados por Sector, marzo 2019

37

Gráfico Nº 13: Clientes con Promedios por Sector, marzo’19

Tabla Nº 28: Histórico de Clientes promediados por Sector, febrero’18 a marzo’19

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

Clientes con Promedio por Sector_EEH

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

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-19CHOLUTECA\SAN LORENZO 15.220 15.192 15.242 16.291 36.362 33.100 28.563 27.189 28.841 21.776 16.754 15.066 13.227 12.630

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Clientes por Sector con código de lectura '2' Promedio

38

Gráfico Nº 14: Histórico de Clientes con Promedios por Sector, febrero ’18 a marzo’19

C. VERIFICACIONES Y EVOLUCIÓN DE CLIENTES PROMEDIADOS

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

Interinstitucional, se han realizado 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 debiera aplicarse a clientes promediados, en

base a la normativa vigente. Este análisis consistió en una revisión del periodo comprendido entre

junio y octubre de 2018 - 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.

Este análisis sólo permite visualizar potenciales casos por revisar, no necesariamente resultan

valores por rectificar (abonar) o ajustar (cobrar) a los clientes.

Los equipos de EEH y ENEE han informado al Comité Interinstitucional que en Abril’19 tendrán más

antecedentes para concluir si es requerido realizar rectificaciones a clientes que tengan promedios

no ajustados a valores efectivos en su facturación.

39

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

En la Tabla 29 siguiente, se muestra el volumen de medidores instalados mensualmente 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 septiembre del 2018,

sobre los cuales se tiene el compromiso de la normalización en siete meses, a partir de diciembre

del 2018.

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

De las anomalías reportadas en el mes de septiembre del 2018, se han normalizado con la

instalación de medidores 31,490 suministros y además se han normalizado 19,254 suministros con

anomalías de este mismo tipo, que han surgido en los meses siguientes y que corresponden a las

originadas por la actualización de lectura base, equipos que se han dañado o robos de éstos.

Comentario 11 de MHI: Según los resultados a Marzo’19 en la instalación de medidores en 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 su instalación de medidores. MHI plantea esta dificultad en Comité Interinstitucional, para lo

cual EEH informa que dará prioridad a este objetivo, dentro de sus planes globales de instalación

de equipos en la Empresa.

E. Procedimiento de cobro de Irregularidades y Normativa.

Dentro del Comité Interinstitucional, en marzo’19 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.

40

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 cuanto a la regulación vigente, sobre la cual se basó para dar cumplimiento al proceso de

irregularidades, se indica el Reglamento del Servicios Eléctricos de 1964, Reglamento del Servicio

Eléctrico de Distribución de 2017, Reforma al Reglamento CREE-071, y contractualmente, el Oficio

CREE-004-2019. Este último proveniente de la CREE, en el cual esta Comisión Reguladora

interpreta el tema referente a la caducidad de las Actas.

En relación al procedimiento para continuar con el proceso de levantamiento de Actas por

Irregularidades y su liquidación, EEH mencionó lo siguiente, para lo cual se acuerda en este Comité

Interinstitucional, que cada caso que esté afecto a interpretación de la normativa, se consulte a la

CREE por medio de ENEE, como se indica al final del procedimiento siguiente:

o Para el caso de liquidación de Actas que son por causa de equipos dañados, y que provienen en fecha anterior al Reglamento contractual, su liquidación debiera ser realizada según el Oficio de la CREE-004-2019, en el cual se les deberá de aplicar el Reglamento vigente en la fecha encontrada la irregularidad, siempre que ésta no exceda el límite de caducidad.

o Aplicar el marco normativo que existía a la hora de encontrar la irregularidad como lo menciona el oficio de la CREE-004-2019.

o Para irregularidades en nuevos suministros, se liquidará basado en el consumo promedio posterior a los 3 meses de lectura.

o Para irregularidades en clientes activos, se liquidarán con la metodología de promedio de 3 meses de consumo real conforme lo establece el artículo 80 del RSE, y si el caso cumple las condiciones, podrá aplicarse el artículo 81 del RSE.

o Se liquidarán irregularidades dolosas con plazos de 6 meses basados en el artículo 79 del RSD, salvo casos que se pueda determinar un período mayor con autorización.

o Se aplicará tanto crédito como débito a los clientes según corresponda en cada caso. o Deberá de hacérsele una notificación a los usuarios que se les detecte una irregularidad y

este usuario tendrá un plazo de 10 días para presentar su reclamo.

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

41

o Para los nuevos casos de medidores dañados, no se aplicarán ajustes (solo se aplican para los encontrados antes del 15 de mayo de 2018), siguiendo el principio de aplicación de regulación vigente al momento de detectada la irregularidad.

o Las actas tienen vigencia de 6 meses para suministros residenciales y 24 meses para comerciales, tal como lo menciona el oficio CREE-004-2019.

o Compromiso: - EEH enviará a la ENEE para que ésta envíe a su vez a la CREE, consulta sobre la aplicación del Oficio No. CREE-004-2019.

o Las Actas que son aplicables, se procesarán sin mayor dilación.

6.2.3. Índice de Efectividad en la Facturación (EF)

Considerando que la energía facturada en Marzo2019 fue: 533,214,626 GWh y la energía que

ingreso al sistema de distribución fue: 747,590,000 GWh (Dato de previsión de entradas para el

mes de Marzo2019).

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

Eficiente)

Índice EF (Marzo2019) = (533,214,626 kWh) / (747,590,000 kWh * 0.9)

EF (Febrero2019) = 79.25 %

El índice EF mensual de Marzo2019 es mayor que el de Febrero2019 (Marzo2019: 79.25 % y Febrero2019

78.25 %

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 Marzo2019) = (6,242,542,930 kWh) / (8,819,526,067 kWh * 0,9)

EF (TAM Marzo2019) = 78.65 %

Por otra parte, el índice EF TAM de Marzo2019 es mayor que el de Febrero2019 (Marzo2019 78.65 % y

Fabrero2019 78.08 %).

En la siguiente tabla y su grafico se representa el EF – mes y el EF – TAM entre Marzo2018 y

Marzo2019.

42

Mes Efectividad Facturación % EF - mes

Efectividad Facturación % EF - TAM

Mar. 18 72.37% 80.14%

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%

Tabla Nº 31: Evolución del Índice EF

43

Gráfico Nº 15: Comportamiento del Índice mes e Índice TAM-mes de la Facturación (%)

72.37%

67.80%

78.19%

78.92% 75.60%

83.33%

86.85%

83.89%

82.63%

71.00% 73.33%

78.25%

79.25%80.14%

79.16%

79.26% 78.85%

78.34%

79.13% 79.80% 80.15% 80.26%

78.83% 78.58% 78.08%

78.65%

67.00%

72.00%

77.00%

82.00%

87.00%


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)

44

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

crecimiento en el mes de Marzo2019 respecto de Marzo2018 de 6.88 %.

Con relación al EF-TAM, en el mismo periodo se ha producido un decrecimiento de 1.49 %,

alcanzándose en Marzo2019 un EF-TAM de 78.08 %.

6.2.4. Efectividad en el Recaudo – Índice ER

Se puede observar en los cuadros siguientes que el ER-mes alcanzo en Marzo2019 un valor de 96.16

y el ER-TAM alcanzo un valor de 100.29 %.

45

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 / Facturación Mensual (%)

Abril 18 1,921.51 1,705.63 215.88 1,999.83 85.29% 10.79% 96.08%

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%

Promedio 2,067.11 1,809.75 257.36 2,061.05 87.81% 12.49% 100.29%

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

46

El Gráfico siguiente muestra los valores mensuales de la evolución del indicador ER entre Abril2018

y Marzo2019

Gráfico Nº 16: 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 Abril2018 y Marzo2019.

Gráfico Nº 17: Facturación y Recaudo mensual [MMHNL]

96.08%

88.83%

95.48%

107.35%

102.19%

99.51%

95.61%

100.41%

117.28%

108.95%

100.79%

96.16%

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

47

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 Abril2018 y Marzo2019 en término de valores acumulados – mes.

48

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 (%)

Abr.2018 22,454.54 14,805.95 7,648.60 23,211.79 63.79% 32.95% 96.74%

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%

Promedio 2,067.11 1,809.75 257.36 2,061.05 87.81% 12.49% 100.29%

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

49

Gráfico Nº 18: Progresión Mensual del PMA de Facturación y Recaudo en MMHNL

Gráfico Nº 19: Evolución Mensual del Indicador ER (Efectividad %)

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

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

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

Recaudo Total MMHNL Recaudo Corriente MMHNL

Recaudo de Mora MMHNL Facturación Mensual MMHNL

13.00%

33.00%

53.00%

73.00%

93.00%

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 (%)

50

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 Abril2018 y Marzo2019

51

2018 - 2019

Meses Recaudo Total

MMHNL

Recaudo Corriente MMHNL

Recaudo de Mora

MMHNL





Mensual (%)

Recaudación del Mes + Recaudación

de Mora / Facturación Mensual (%)

Efectividad en el Control de la

Mora %

Abr.18 1,921.51 1,705.63 215.88 1,999.83 85.29% 10.79% 96.08% 3.92%

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%

Promedio 2,067.11 1,809.75 257.36 2,061.05 87.81% 12.49% 100.29% -0.29%

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

El valor de ECM correspondiente al mes de Marzo2019, en términos acumulados, resulto - 0.29 % proveniente de la aplicación de la formula

ECM: Febrero2019 = 1- ER = 100% - 100.24% = - 0.29 %.

52

Gráfico Nº 20: Efectividad en el Recaudo y Efectividad en el Control de la Mora %

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

96.74% 95.89% 96.51% 97.04% 97.01% 97.31% 97.22% 97.44% 99.01%99.77% 100.24%

100.29%

3.26% 4.11% 3.49% 2.96%2.99% 2.69% 2.78% 2.56% 0.99% 0.23%

-0.24%

-0.29%

-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 (%)

3.92%

11.17%

4.52%

-7.35%

-2.19% 0.49%4.39%

-0.41%

-17.28%-8.95%

-0.79%

3.84%

-18.00%

-13.00%

-8.00%

-3.00%

2.00%

7.00%

12.00%

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

Efectividad mensual en el Control de la Mora %

53

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





Mensual (%)

(Rec. Mes + Rec. Mora) /


PMA de ECM (%)

Abr. 2018 22,454.54 14,805.95 7,648.60 23,211.79 63.79% 32.95% 96.74% 3.26%

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%

PMA - Mar.2019 2,067.11 1,809.75 257.36 2,061.05 87.81% 12.49% 100.29% -0.29%

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

54

Gráfico Nº 22: Efectividad Acumulada en el Control del Recaudo %

Gráfico Nº 23: Efectividad Acumulada en el Control de la Mora %

96.74%

95.89% 96.51%

97.04%

97.01%97.31%

97.22%97.44%

99.01%

99.77%100.24%

100.29%

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 %

3.26%

4.11%3.49%

2.96% 2.99%2.69%

2.78%

2.56%

0.99%

0.23%-0.24%

-0.29%

-0.65%

0.35%

1.35%

2.35%

3.35%

4.35%


Promedio Movil Acumulado de ECM (%)

55

6.2.6. Evolución de la Morosidad

Resumen de la cartera al 31 de marzo de 2019 – Composición

La composición de la cartera con cierre al 31 de marzo 2019 está dada de la siguiente forma:

Banda de 30 días L.182 millones

Banda de 60 días L.116 millones

Banda de 90 días suma L.69 millones

Banda de 120 días suma L.8, 636 millones.

Gráfico Nº 24: Saldo de la Mora al 31 de marzo 2019 por Sector

Residencial; 3,714; 41%

Comercial; 2,367; 26%

Industrial; 347; 4%

Gobierno; 2,575; 29%

Mora al 31 de marzo 2019en MMHNL

56

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

millones de Lempiras] al 31 de marzo 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 119,017 89 45,106 49 24,900 34 260,069 3,542 449,092 3,714 41% 89%

Comercial 7,838 29 2,510 17 1,527 12 33,456 2,309 45,331 2,367 26% 9%

Industrial 135 20 43 14 11 7 534 306 723 347 4% 0%

Gobierno 1,380 44 741 36 377 16 8,219 2,479 10,717 2,575 29% 2%

TOTAL 128,370 182 48,400 116 26,815 69 302,278 8,636 505,863 9,003 100% 100%

Participación 25% 2% 10% 1% 5% 1% 60% 96% 100% 100%

Tabla Nº 36: Cartera en Mora

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 302,278 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 58.7% 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.

Evolución de la Cartera Morosa (saldos a marzo’19)

Gráfico Nº 25: Evolución de la cartera Morosa (saldos marzo’19)

57

A partir del mes de diciembre 2018, se evidencia 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.

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

58

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))

Obteniendo con esto los valores en lempiras que se otorgan con el bono de gobierno para

el mes de marzo 2019.

En el mes de marzo de 2019 se benefició a 1,374,165 clientes, se les otorgó un crédito por

el valor de L. 67,123,651.10, el cual se redujo un 19.16% con respecto al mes de febrero de

2019.

Sector Cantidad de

Clientes Lempiras

Tegucigalpa 292,836 -L15,943,180.64 San Pedro Sula 264,500 -L13,967,306.52 Santa Rosa 156,140 -L6,009,278.56 Comayagua 143,412 -L6,343,806.61 Choluteca\San Lorenzo 107,041 -L5,150,289.68 Santa Cruz 77,934 -L3,187,092.72 La Ceiba 76,716 -L4,112,802.42 El Progreso 75,116 -L3,759,469.61 Tocoa 71,180 -L3,576,260.11 Juticalpa 57,851 -L2,743,963.81 Danli 51,439 -L2,330,200.42

TOTAL 1,374,165 -L67,123,651.10

Tabla Nº 38: Créditos a Clientes por Sector, marzo 2019

59

En la siguiente tabla se muestra un resumen por Sector de los usuarios beneficiados y lo

que representó en Lempiras en este primer trimestre.

Sector Cantidad

Clientes Lempiras

Choluteca\San

Lorenzo 113,547 -L 19,395,485.57

Comayagua 150,650 -L 23,538,598.94

Danli 53,337 -L 8,534,147.05

El Progreso 79,879 -L 14,025,122.2

Juticalpa 61,120 -L 10,255,118.56

La Ceiba 83,690 -L 15,489,705.2

San Pedro Sula 289,652 -L 53,700,352.88

Santa Cruz 81,985 -L 11,729,390.15

Santa Rosa 162,563 -L 22,105,375.71

Tegucigalpa 310,734 -L 59,852,551.11

Tocoa 75,109 -L 13,316,988.34

Total 1,462,266 -L 251,942,835.71

Tabla Nº 39: Créditos a Clientes por Sector, enero - marzo 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 Marzo2019 en términos Mensuales alcanza 16.1 % y acumulados 33.1 %.

Mes Cortes

Programados Cortes

Ejecutados Efectividad del Corte

PMA %

Abr. 18 116,625 65,087 55.8% 53.4%

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%

60

Mes Cortes

Programados Cortes

Ejecutados Efectividad del Corte

PMA %

Feb. 19 91,307 19,338 21.2% 36.8%

Mar. 19 132,252 21,259 16.1% 33.1%

Tabla Nº 40: Efectividad de Cortes de Suministro – Cortes programados por EEH vs. Cortes Ejecutados

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 26: 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 Marzo2019. 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 %

Abr. 18 65,087 29,266 44.96% 30.1%

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%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%

40.0%

45.0%

50.0%

55.0%

60.0%


Evolucion de la Efectividad del Corte

Efectividad del Corte PMA % Linear (Efectividad del Corte)

61

Mes Cortes

Efectuados Reconexiones

Efectuadas

Efectividad en

Reposiciones PMA %

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%

Tabla Nº 41: Efectividad de Cortes de Suministro- Cortes Efectuados vs. Reconexiones

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

nivel Promedio Móvil Anual, las reposiciones efectuadas resultan 64.9 %, pero en el mes fueron

96.8 %.

Gráfico Nº 27: Evolución de la Efectividad de Reconexiones vs. Cortes Ejecutados

Para mejorar la disciplina de mercado en este servicio, 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

Marzo2019 la Efectividad del Corte es 106.9 % y en términos Promedio Móvil Anual es 68.0 %. Es

decir, por cada HNL 100 de deudas programadas para corte, el valor recuperado es HNL 68.0.

21.00%

31.00%

41.00%

51.00%

61.00%

71.00%

81.00%

91.00%

101.00%


Evolucion de la Efectividad de Reposiciones

Efectividad en Reposiciones PMA %

62

Mes Programados a Corte HNL

Recaudado por Corte

HNL

Efectividad del Corte

PMA %

Abr. 18 147,312,042 87,415,025 59.3% 45.8%

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%

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

Tabla Nº 42: Efectividad Monetaria del Corte de Suministro

El gráfico siguiente muestra la Efectividad Monetaria del Corte a Marzo2019

Gráfico Nº 28: Efectividad del Recaudo proveniente del Corte por Deuda

Comentario 15 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)

63

BANDA MOROSA CORTES

EJECUTADOS SALDO POR

PAGAR RECONEXIONES

EJECUTADAS SALDO

RECUPERADO EFECTIVIDAD

% de HNL EFECTIVIDAD %

CLIENTES

>15 DÍAS 13 340,153.37 11 251,892.68 74% 85%

>30 DÍAS 1,964 12,543,347.73 1,842 8,133,412.62 65% 94%

>60 DÍAS 111 1,179,489.84 80 504,166.86 43% 72%

>90 DÍAS 47 635,113.00 37 218,974.98 34% 79%

>120 DÍAS 135 10,482,739.16 69 421,469.08 4% 51%

TOTAL GENERAL 2,270 25,180,843.10 2,039 9,529,916.22 38% 90%

Tabla Nº 43: Efectividad de Recuperación con Corte a Distancia

7. REDUCCIÓN Y CONTROL DE PÉRDIDAS

En el presente capitulo MHI da cuenta del Sistema Control de Energía operado por EEH, en cuanto

a Reducción de Pérdidas e Indicador de Pérdidas en el Sistema de Distribución.

Para el presente Informe Mensual Nº 26, correspondiente al periodo comprendido entre el

19/03/19 y el 18/04/19), nuevamente el Operador no entregó su Balance de Energía, razón por la

cual, MHI no pudo hacer una comparación con información entregada separadamente entre ENEE

y EEH.

Por lo anterior, los análisis de MHI que a continuación se informan, se basan en información

entregada por ENEE (No incluye Irregularidades Facturadas), aplicando en el balance de energía

los acuerdos alcanzados hasta el 8 de abril de 2019 por la Comision de Análisis, 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 al cierre del presente informe, en cuanto a pérdidas, a

Marzo.2019, los resultados muestran el siguiente Balance de Energia del Mes y Acumulado de

últimos 12 Meses:

64

Balance Energía – Marzo. 2019

Energía Entrada GWh 743,796,856

Ventas Totales (GWh) 531,238,745

Pérdidas Totales (GWh) 212,558,111


Tabla Nº 44: Balance de Energía del Mes

Balance Energía – Abr. 2018 – Mar.2019

Energía Entrada GWh 8,796,978,678

Ventas Totales (GWh) 6,333,029,622

Pérdidas Totales (GWh) 2,463,949,056


Tabla Nº 45: 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 Marzo2019 la Pérdida Eléctrica del Sistema de Distribución ha disminuido en

3.94 % y entre Diciembre2017 y Marzo2019, la pérdida se ha incrementado en 0.11 %.

65

Comentario 16 MHI: Con la información disponible por MHI al 08/04/19, entre Diciembre2016 y Marzo2019 la Pérdida Eléctrica del Sistema

de Distribución ha disminuido en 3.94 % y entre Diciembre2017 y Marzo2019, la pérdida se ha incrementado en 0.11 % (Esta Tabla no incluye

las irregularidades procesadas en el Sistema de Facturación).

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

Energía recibida en el mes (ERMi) kWh 741,821,771.12 781,348,458.82 734,233,399.29 777,949,450.54 771,755,952.49 743,319,921.22

Energía Distribuida en el mes (EDMi) kWh 522,502,257.00 550,959,551.90 528,757,279.02 523,149,646.40 570,375,927.26 570,867,328.25

Pérdidas mes kWh 219,319,514.12 230,388,906.91 205,476,120.27 254,799,804.14 201,380,025.23 172,452,592.97

Pérdidas mes % 29.56% 29.49% 27.99% 32.75% 26.09% 23.20%

Energía recibida acumulada kWh 8,483,214,885.85 8,501,001,758.55 8,504,973,876.15 8,551,582,639.83 8,568,966,888.44 8,569,483,738.94

Energía Distribuida acumulada kWh 6,130,361,330.17 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

Pérdidas Acumuladas kWh 2,352,853,555.69 2,362,760,122.17 2,404,251,666.51 2,511,670,761.55 2,434,970,961.12 2,405,599,203.92

Pérdidas Acumuladas % 27.74% 27.79% 28.27% 29.37% 28.42% 28.07%

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

Energía recibida en el mes (ERMi) kWh 740,788,871.85 716,755,185.26 685,852,377.80 683,342,695.78 676,013,737.68 743,796,856.22

Energía Distribuida en el mes (EDMi) kWh 543,776,616.16 543,341,097.34 483,936,566.21 481,803,736.21 482,320,871.21 531,238,745.21

Pérdidas mes kWh 197,012,255.70 173,414,087.91 201,915,811.59 201,538,959.57 193,692,866.47 212,558,111.01

Pérdidas mes % 26.59% 24.19% 29.44% 29.49% 28.65% 28.58%

Energía recibida acumulada kWh 8,601,155,304.14 8,655,006,585.23 8,693,719,289.85 8,736,747,828.39 8,776,790,557.02 8,796,978,678.07

Energía Distribuida acumulada kWh 6,185,687,730.12 6,231,442,271.63 6,240,498,000.95 6,266,974,461.39 6,283,872,226.45 6,333,029,622.18

Pérdidas Acumuladas kWh 2,415,467,574.02 2,423,564,313.60 2,453,221,288.90 2,469,773,367.00 2,492,918,330.57 2,463,949,055.90

Pérdidas Acumuladas % 28.08% 28.00% 28.22% 28.27% 28.40% 28.01%

Tabla Nº 46: Balance de Energia a Marzo2019 (Sin Irregularidades facturadas)

66

En el gráfico siguiente se observa que los porcentajes de pérdidas acumuladas a Marzo2019 es 28.01 % valor que respecto de Noviembre2016

resulta en una Reducción de 3.94 % es decir un incremento de 0.11 % respecto de Noviembre2017.

Gráfico Nº 29: Pérdida Mensual y Acumulada

29.56%29.49%

27.99%32.75%

26.09%

23.20%26.59% 24.19%

29.44% 29.49% 28.65% 28.58%

27.74% 27.79%28.27%

29.37%

28.42%28.07%

28.08%

28.00%28.22%

28.27% 28.40%

28.01%

19.50%

21.50%

23.50%

25.50%

27.50%

29.50%

31.50%

33.50%

35.50%

37.50%

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

Evolucion de Perdidas Abril 2018 - Marzo 2019

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

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

67

Gráfico Nº 30: Variabilidad Mensual del % de Reducción de Pérdidas

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

operación, de conformidad al Anexo Nº 6 del Contrato del Operador actualizado 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 47: 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 (Abril 2018 - Marzo 2019

Respecto de Noviembre 2016 Respecto de Noviembre 2017

Linear (Respecto de Noviembre 2016 ) Linear (Respecto de Noviembre 2017)

68

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.

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-17 662,916,740 497,586,556 165,330,185 24.94% 8,415,799,952 6,068,194,753 2,347,605,199 27.90% 269,016,999

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% 2,122,691,476

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% 1,937,704,595

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% 1,767,156,692

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% 1,525,629,306

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% 1,306,309,792

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% 1,075,920,885

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% 870,444,765

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% 615,644,961

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% 414,264,936

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% 241,812,343

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% 44,800,087

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% -128,614,001

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

Tabla Nº 48: Comportamiento del proceso de reducción de pérdidas

69

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-%PT1 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 49: Resultado que en cada año de operación ha tenido el proceso de reducción de pérdidas

Actuación sobre clientes de Medida Directa:

En Marzo2019, se registró un 70.61 % de efectividad en la ejecución de las acciones planificadas para

el mes, realizando la intervención en 29,335 suministros a nivel nacional correspondientes a la

optimización del ciclo comercial; 1,047 al plan de Bolsa AMI Fachada y 295 Bosa AMI ENEE,

enmarcado en el proyecto “EEH Te Atiende”.

Con estas actuaciones se logró el levantamiento de 21,662 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

29,335 21,169 72.16%

Bolsas AMI ENEE 295 58 19.66%

Bolsas AMI Fachada

1,047 435 41.55%

Total 30,677 21,662 70.61%

Tabla Nº 50: Resultado de actividades por tipo de plan.

70

Actuación sobre clientes de Medida Especial:

Durante el mes de Marzo2019 se registra un avance de 117.47 % en la ejecución de los planes de

medida indirecta, un 80.20 % en la ejecución de los planes en los clientes de medida semidirecta;

sumando un resultado global de 83.99 %. Con estas actuaciones se logró el levantamiento de 72

irregularidades.

Tipo de Medida Planificado Ejecutado % de Ejecución Irregularidades % de

Detección

Revisión y Normalización de Clientes Medida Indirecta

166 195 117.47% 2 1.03%

Revisión y Normalización de Clientes Medida Semidirecta

1,470 1,179 80.20% 70 5.94%

Total 1,636 1,374 83.99% 72 5.24%

Tabla Nº 51: Acciones evaluables de medida especial.

Comentario 17 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.

71

8.1. Determinación Del CRI

En el informe mensual de MHI correspondiente a marzo de 2017 se explicó en forma detallada el

armado del CRI, que en resumen se reduce a las siguientes fórmulas:

CRI = (1-Indicador de Perdidas) x Indicador de Cobranza

E

8.2. Proyección del CRI en el Periodo del Contrato

Para determinar la proyección del CRI en el periodo del Contrato, se usó la tabla de Análisis de la

Modificación del Anexo 6, que establece la reducción Mínima de Pérdidas totales de Distribución,

sobre la base de los valores porcentuales comprometidos en cada año por EEH, aplicando una tasa

de crecimiento anual del 2.77 % en la Energía Vendida Anual y los valores porcentuales de

reducción de pérdidas comprometidos por el Operador en su contrato.

Año de Servicio

"n"

Porcentaje de reducción mínima de Pérdidas

Totales de Distribución (FRMAn)%

Reducción Mínima Anual de Pérdidas Totales de

Distribución ajustada por Crecimiento kWh

(FRMAn)

Porcentaje de pérdidas Totales base para el año

"n" (FPTn)

Total de Pérdidas Remanentes al final del año "n" en kWh (PRn), incluyendo las pérdidas derivadas del crecimiento

de la DMx

0 31.95% 2,616,622,198

1 4% 264,406,112 27.95% 2,352,216,087

2 3% 194,211,990 24.95% 2,158,004,096

3 3% 206,800,667 21.95% 1,951,203,429

4 3% 219,938,420 18.95% 1,731,265,010

5 2% 139,751,421 16.95% 1,591,513,589

6 1% 52,339,842 15.95% 1,539,173,747

7 1% 56,469,732 14.95% 1,482,704,016

Tabla Nº 52: 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)

72

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 53: Proyección del CRI anual en el Periodo de 7 años del Contrato.

Comentario 18: El valor del CRI proyectado para el Tercer Año resulta 76.49 %.

Gráfico Nº 31: 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

73

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 Marzo2018

y Febrero2019, 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

Abr. 18 2,352,853,556 8,483,214,886 22,455 23,212 69.91%

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%

Tabla Nº 54: Calculo del Promedio Móvil Anual del CRI de EEH

Comentario 19 de MHI: En el gráfico siguiente se puede observar la evolución del CRI, desde 69.91

% (Abril2018) a 72.20 % (Marzo2019), lo que significa que EEH deberá hacer un gran esfuerzo para

alcanzar en Noviembre2019 la meta del tercer año de operaciones (76.49 %).

74

Gráfico Nº 32: 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 33: Evolución de Energía Ingresada a nivel acumulado

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

Distribución ha contribuido al resultado del CRI.

69.91%

69.24% 69.23%

68.54%

69.44%

69.99% 69.92%

70.16%71.07%

71.57%

71.77%

72.20%

68.50%

69.00%

69.50%

70.00%

70.50%

71.00%

71.50%

72.00%

72.50%

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

CRI Acumulado Progresivo (Meta Segundo Año 72.05 % - Meta Tercer Año 76.49 %)

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

Energia Ingresada kWh

75

Gráfico Nº 34: 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 35: Evolución de la Energía Distribuida

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

del CRI.

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

76

Gráfico Nº 36: Evolución del Recaudo

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

del CRI.

Gráfico Nº 37: Evolución de la Facturación

22,000

22,500

23,000

23,500

24,000

24,500

25,000


Energia Cobrada

22,800

23,300

23,800

24,300

24,800

25,300


Energia Facturada

77

9. OTROS INFORMES SOLICITADOS A MHI

9.1. Programa de Reuniones MHI

Entre el 19/03/19 y el 18/04/19, MHI desarrolló el siguiente programa de reuniones de carácter

técnico o comercial.

Fecha Lugar de Trabajo Objeto de la Reunión Participantes

18/03/2019

Sala de Reuniones ENEE Distribución Suyapa

Plan Piloto para Normalizar ZDG’s Sindy Fortich, Edison Veliz, Dennis Hernández, Samuel Martínez, Allan Romero, Arturo Iporre

19/03/2019 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 1802

Preparación Informes sobre Procesos de Compra de EEH con Asesora Legal de FICOHSA

Carolina Aguirre, Arturo Iporre

21/03/2019 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 1802 Oficina 1802 - Oficinas ENEE Distribución

Reunión con Personal de EEH para revisar respaldos de Procesos de Compras Reunión con ENEE sobre Balance de Energía

Francesco Betancurt, Karla Funez, Andrea Moncada, Marcelo Gutiérrez, Arturo Iporre Dennis Hernández, Samuel Martínez, Mario Erazo

22/03/2019 Sala de SAPP, Piso 18 Torre Morazán 1 Torre Morazán 2 – Oficinas EEH - Piso 7

Reunión Comisión Técnica de Pérdidas Sesión de Apertura de Proceso de Compra EEH-2019-02-117

Alex Banegas, Enid Arita, Edison Vélez, Armando Marchetti, Atilio Rodríguez, José Talavera, Arturo Iporre Andrea Moncada, Karla Funez, Alejandra Fonseca, Cindy Fortich, Edison Vélez, Arturo Iporre


Reunión Comisión Técnica Comercial

José Talavera, Juan Carlos Cárcamo, Darin Argueta, Allan Romero, Jaime Soto, Arturo Iporre

26/03/2019

Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Análisis Red subterránea Aeródromo Río Amarillo con ENEE y EEH Reunión sobre el SGC InCMS con INDRA

Omar Lombana EEH - Jaime Pineda ISEC - Ligia Macias (ENEE) - Arturo Iporre y Eduardo Saavedra (MHI) Rafael Márquez (INDRA España) Bruno Benítez (INDRA Panamá) - Fabian Rivera (EE) - Arturo Iporre y Eduardo Saavedra (MHI)

27/03/2019 Banco FICOHSA Principal

Análisis de solución para Logística Inversa con Dirección Nacional de Bienes del Estado.

Marta Hernández y Dennis Hernández (ENEE) - Silvia Banegas y Omar Karim (DNBE) - Blanca Padilla (FICOHSA) - Gabriela Maradiaga, Guillermo Arias, Armando Marchetti, Omar Lombana (EEH) Arturo Iporre y Eduardo Saavedra (MHI) German García - Varinia Diaz - José Velásquez - Edison Vélez - Atilio Rodríguez

78


Sala de Reuniones SAPP, Torre Morazán 1 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Reunión Comisión Técnica de Pérdidas Análisis Procesos de Compra EEH con Abogada externa del Comité Técnico (Abogados Aguilar Castillo - Love)

- Armando Marchetti (EEH) - Samuel Martínez y Dennis Hernández (ENEE) - José Talavera (SAPP) - Arturo Iporre y Eduardo Saavedra (MHI) Arturo Iporre y Eduardo Saavedra (MHI); Carolina Aguirre (Abogados Aguilar Castillo Love)

28/03/2019 Torre Morazán 2 – Oficinas EEH - Piso 6 Torre Morazán 2 – Oficinas EEH - Piso 7 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Reunión Comité Interinstitucional de Seguimiento Comercial (CREE, SAPP, MHI, EEH, ENEE) Sesión de Cierre Proceso de Compra para Acometidas Concéntricas Reunión con Técnicos de ENEE para tratar Honorario de Éxito por Recaudo de Mora

Alejandra Fonseca, Jaime Soto, Atilio Rodríguez, Beatriz Quintero, Mariel Zelaya, José Talavera, Juan Carlos Cárcamo, Edwin Mejía, José León. Andrea Moncada, Omar Lombana, Karla Funez, Sindy Fortich, Norman Barahona, Arturo Iporre Juan Carlos Cárcamo, Allan Romero, Arturo Iporre, José León, Eduardo Saavedra

29/03/2019 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Reunión sobre Solicitud de Exoneración de Impuestos de EEH Reunión Comisión Sector Comercial del Comité de Coordinación (EEH, ENEE, MHI)

Andrea Moncada, Fernely Fuentes, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra Magaly de la Ossa, Jaime Soto, Darin Argueta, Dennis Hernández, Allan Romero, Juan Carlos Cárcamo, José León.

01/04/2019 Oficina FICOHSA Principal Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Reunión con el FIDUCIARIO para informar sobre los resultados de las Comisiones de Trabajo ENEE- EEH-MHI y ambiente laboral Reunión Subgerencia Comercial de ENEE, con objetivo de explicar metodologías de cálculo de indicadores comerciales

Rafael Medina, Omar Meza, Blanca Padilla, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra, José León. Martha Hernández, Gerson Jair Maldonado, Gilberto González, Gustavo Aguilar, Juan Carlos Cárcamo, José León.

02/04/2019 Torre Morazán 2 – Oficinas EEH - Piso 6

Reunión FIDUCIARIO-EEH-MHI para tratar el balance de pérdidas, Honorario de Éxito e Inversiones

Rafael Medina, Germán García, Germán Martell, Oscar Fuentes, Blanca Padilla, Jaime Soto, Enid Arita, Guillermo Arias, Atilio Rodríguez, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra, José León

79


03/04/2019 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02 Oficina CREE Sala de Reuniones de la Secretaría de Energía

Reunión MHI, Riesgos Fideicomiso en TI Reunión con el Regulador para recabar información sobre Irregularidades conforme a la Regulación Reunión Con el Secretario de Energía sobre los Resultados del Operador en el Segundo Año

Dan Lohr, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra, José León. Oscar Gross, Gerardo Salgado, José Morán, Juan Pérez, Francisco Sánchez, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra, José León Roberto Ordoñez, Leonardo Deras, Ignacio Williams Érica Molina, Nicolle Suazo, José Talavera, Ramón Echevarría, Jesús Mejía, Fidel Torrez, Dennis Hernández, Samuel Martínez, Allan Romero, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra

04/04/2019 ENEE Trapiche Sala de Reuniones Secretaría de Energía Torre Morazán 2 – Oficinas EEH - Piso 6 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Reunión con Gerente de Planificación Corporativa de ENEE para analizar Flujos Económicos de ENEE Análisis de los Resultados Técnicos y Operativos del Operador Reunión Comité Interinstitucional de Seguimiento Comercial (CREE, SAPP, MHI, EEH, ENEE) Reunión Comisión Sector Comercial del Comité de Coordinación (EEH, ENEE, MHI)

Raúl Pino, Eduardo Saavedra, Arturo Iporre Roberto Ordoñez, Nicolle Suazo, José Talavera, Uriel Cuntor, Ramón Echevarría, Jesús Mejía, Fidel Torrez, Dennis Hernández, Samuel Martínez, Allan Romero, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra Alejandra Fonseca, Jaime Soto, Atilio Rodríguez, Beatriz Quintero, Mariel Zelaya, Juan Carlos Cárcamo, Edwin Mejía, Juan Pérez, José León. Magaly de la Ossa, Jaime Soto, Darin Argueta, Dennis Hernández, Allan Romero, Juan Carlos Cárcamo, José León.

05/04/2019 Sala de Reuniones SAPP Torre Morazán 2 – Oficina EEH – piso 7 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Reunión para conocer los resultados de la Consultoría de Deloitte sobre pérdidas y el Anexo 6. Reunión con Gerencia de Distribución de EEH para conocer Programas de Reducción de Pérdidas. Reunión Comisión Comercial de ENEE con MHI

José Talavera, Arturo Iporre Eduardo Saavedra Enid Arita, Alex Banegas, Arturo Iporre, Eduardo Saavedra Dennis Hernández, Samuel Martinez, Allan Romero, Juan Carlos Cárcamo, Darin Argueta, José León.

80


08/04/2019

Oficinas COALIANZA Sesión Nº 94 del Comité Técnico del Fideicomiso

Zonia Morales, Germán García, Germán Martel, Fidel Torres, Roxana Rodríguez, Alexander Godoy, Blanca Padilla, Erlinda Rodríguez, Senia Gámez, Dennis Hernández, Eduardo Saavedra, José León

09/04/2019

Oficinas COALIANZA Sesión Nº 94 del Comité Técnico del Fideicomiso

Roxana Rodríguez, Carlos Cuadra, Germán García, German Martell, Fidel Torres, Alexander Godoy, Blanca Padilla, Erlinda Rodríguez, Senia Gámez, Dennis Hernández, Eduardo Saavedra, José León


Reunión Comisión TI de ENEE y EEH sobre los Sistemas de TI del Operador

Gabriela Maradiaga, Jaime Soto, Edwin Pavón, Juan Diego Narváez, Francesco Betancurt, Fidel Torres Leonel Castillo, Rolando Castillo, Sven Christiansen, Eduardo Saavedra, José León, Dan Lohr

11/04/2019 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02 Oficinas EEH Torre 2

Reunión Comisión Comercial de EEH, ENEE con MHI Reunión Comité Interinstitucional de Seguimiento Comercial (CREE, SAPP, MHI, EEH, ENEE)

Juan Carlos Cárcamo, Darin Argueta, José León. Alejandra Fonseca, Jaime Soto, Atilio Rodríguez, Beatriz Quintero, Mariel Zelaya, Juan Carlos Cárcamo, Edwin Mejía, Juan Pérez, José León.

12/04/2019 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02

Reunión Técnica sobre Data Center de EEH Explicación y Aclaraciones al Reembolso y Cierre de Inversiones del Primer Año de operaciones de EEH Reunión Comisión Comercial de EEH, ENEE con MHI

Guillermo Arias, Francesco Betancurt, Eduardo Saavedra Martha Hernández, Melvin Alena, Eduardo Saavedra, Henry Galeas Juan Carlos Cárcamo, Darin Argueta, José León.

16/04/2019 Oficinas MHI Torre Morazán 1 - Piso 18- Oficina 02 Oficinas EEH, Torre 2, Piso 6

Revisión de las Actas de la Comisión de Trabajo de Pérdidas Reunión de trabajo Datos de Morosidad

Atilio Rodríguez, Eduardo Saavedra Darin Argueta, José León.

17/04/2019 Oficinas EEH, Torre 2, Piso 6

Reunión de trabajo Datos de Morosidad

Darin Argueta, José León.

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

81

9.2. Cierre del Proceso de Inversiones Primer Año de Operaciones

A continuación, se entrega el Informe de Cierre del Proceso de Recuperación de la Inversión

Referencial del Primer Año de Operaciones que le fue entregada a una Comision de Inversiones

recientemente formada en la Gerencia de Distribución de ENEE, cuya misión es participar en

materias de presupuesto de inversiones, seguimiento de los procesos de compra y activación de

las inversiones efectuadas por el Operador. Esta Comision de trabajo está integrada por los

profesionales Mario Erazo, Norman Barahona, Herson Maldonado y Marta Hernández.

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”

NOTA ACLARATORIA DEL PROCESO Y VALORES RESULTANTES DE LA RECUPERACION DE LA INVERSION REFERENCIAL CORRESPONDIENTE AL PRIMER ANO DE OPERACIONES DE EEH

El valor a Reembolsar por Recuperacion de la Inversión Referencial correspondiente al Segundo Año de Operaciones de EEH, resultó en US$ 26,442,135

El análisis original que incluía Mano de Obra Propia y de Terceros ascendió a US$ 33,939,844 que al aplicarle un factor de aceptación de 85.98% al Item de Medición Focalizada y un factor de retención de 65.09% a Inventario y Auditoria de Redes, dicho valor se redujo a US$ 24,652,701 (ver planilla Excel Recalculo H Galeas 20 10 18 (ESP) (Actualizada al 10 04 19) – Hojas por Proyecto.

Al retirar del cálculo la mano de Obra Propia, por US$ 4,314,079 el valor original se redujo a US$ 29,625,765 que al aplicarle un factor de aceptación de 85.98% al Item de Medición Focalizada y un factor de retención de 65.09% a Inventario y Auditoria de Redes se redujo a US$ 20,932,368 (ver planilla Excel Recalculo H Galeas 20 10 18 (ESP) (Actualizada al 10 04 19) – Hoja A Tercerizada.

Por ello, el documento Dictamen de Primera Solicitud de Repago de Inversiones de EEH Rev 2 V1 10 08 18 dice:

MHI ha generado en el análisis dos escenarios:

a. Un primer escenario considerando la Mano de Obra Tercerizada en los proyectos en que se ocupó este recurso, al costo que corresponde, según contrato con contratista.

b. Un segundo escenario considerando la Mano de Obra Propia, valorizada a costos de Mano de Obra Tercerizada (mismos precios que el contratista), agregando además la Mano de Obra Tercerizada en los proyectos en que se ocupó este recurso.

De aprobarse por el Comité Técnico el primer escenario (Mano de Obra Tercerizada) la presentación de EEH corregida queda con una ejecución de US$ 29,625,765 y un primer

82

reembolso de US$ 20,998,187 valores que se enmarcan en los US$ 33,991,600 disponibles para reembolso en el Primer Año de Operaciones de EEH.

Esto significa una retención del proyecto ENEGIS de US$ 8,080,992

Como el contrato del Operador estipula que ENEE es la entidad que debe validar los informes del Supervisor, ENEE publicó su documento denominado Oficio GG1407-10-2018 - Validación Al Informe MHI 2018-046 (ENEE), en que manifiesta que

INFORME GG1407-10-2018 ENEE

Valor Total de Ejecución: US$ 29,625,765

Valor Reembolsable al 10/10/18: US$ 27,054,540

Saldo a Pagar posterior al 10/10/18: US$ 2,571,225

Total, a Reembolsar US$ 29,625,765

Que difiere de lo postulado por MHI:

INFORME MHI-2018-046 SUPERVISOR





Por lo anterior, ambas empresas descubrieron que las diferencias obedecían a lo siguiente:

i. ENEE no aplicó en el Item V (Instalación Medición Focalizada), el 85.98% de Factor de

Aceptación, a saber: US$ 4,369,008 x 85.98% = US$ 3,756,603, produciéndose un mayor

reembolso de US$ 612,405 .

ii. Dado que, cuando MHI publicó su informe (24/07/18), la componente ArcGIS del

proyecto, valorizada en US$ 5,509,768 no estaba aceptada por ENEE, el Supervisor dejó

retenido el 100% del reembolso por este concepto. Al 10/10/18 ENEE ha decidido no

aplicar esta retención, por cuanto la Data de EnerGIS es posible transferirla a ArGIS de

ENEE y adicionalmente, EEH ha implementado una solucion con el software DigSILENT

que resuelve el requerimiento de informacion electrica para análsis de redes en ENEE,

comprometiéndose además a completar el faseo de transformadores.

83

Aclarado ello, ambas empresas decidieron hacer una proposición conjunta al Comité Técnico consistente en lo siguiente:

PROPOSICION A COMITÉ TECNICO





4. El valor total de ejecución considerado en el Análisis de reembolso asciende a US$ 29,625,765 (Veintinueve millones seiscientos veinticinco mil setecientos sesenta y cinco dólares americanos).

7. Las partes acuerdan proponer al Comité Técnico un Primer Reembolso por US$ 26,442,135

(Veintiséis millones cuatrocientos cuarenta y dos mil ciento treinta y cinco dólares americanos), dejando un saldo retenido por US$ 2,571,225 (Dos millones quinientos setenta y un mil doscientos veinticinco dólares americanos).

8. El saldo de retención por US$ 2,571,225 (Dos millones quinientos setenta y un mil

doscientos veinticinco dólares americanos servirá para compensar el valor total resultante de reembolso, luego de aplicar el % de Aceptación del levantamiento de la red de Distribucion, la Auditoria al Inventario de ENEE y la Calidad de Información a ArcGIS.

En la tabla del archivo Excel Recalculo H Galeas 20 10 18 (ESP) (Actualizada al 10 04 19) – Hoja A Tercerizada se puede observar en detalle lo postulado por cada empresa y la proposición conjunta

84

ITEM DESCRIPCION TOTAL EJECUCION US$


INFORME GG1407-10-2018 ENEE PROPOSICION A COMITE TECNICO

% de Aceptación o Retención

Valor Reembolsable US$

Saldo a Pagar US$

TOTAL EJECUCION US$



Saldo a Pagar US$



Saldo a Pagar US$

II Instalación de Medición en Circuitos

772,853 100.00% 772,853 0 772,853 100.00% 772,853 0 100.00% 772,853 0

III

Instalación de Medición a Generación Distribuida

353,700 100.00% 353,700 0 353,700 100.00% 353,700 0 100.00% 353,700 0

IV

Telegestión Grandes Consumidores y Medición en Ramales de Circuitos

57,060 100.00% 57,060 0 57,060 100.00% 57,060 0 100.00% 57,060 0

V 4,369,008 85.98% 3,756,603 0 4,369,008 100.00% 4,369,008 0 85.98% 3,756,603 0

85






Saldo a Pagar US$

TOTAL EJECUCION US$



Saldo a Pagar US$



Saldo a Pagar US$

Instalación Medición Focalizada

VI

Medición y Normalización de Clientes de Medida Semidirecta

46,689 100.00% 46,689 0 46,689 100.00% 46,689 0 100.00% 46,689 0

VII

Inventario de Redes de Distribución y Auditoria Entregada por ENEE

23,147,509 65.09% 15,066,517 8,080,992 23,147,509 88.89% 20,576,284 2,571,225 88.89% 20,576,284 2,571,225

VIII Inversiones de Emergencia

575,669 100.00% 575,669 0 575,669 100.00% 575,669 0 100.00% 575,669 0

86






Saldo a Pagar US$

TOTAL EJECUCION US$



Saldo a Pagar US$



Saldo a Pagar US$

IX Inversiones Anticipadas

156,656 100.00% 156,656 0 156,656 100.00% 156,656 0 100.00% 156,656 0

XI

Equipo Telegestionado de Protección y Seccionamiento en Media Tensión

142,246 100.00% 142,246 0 142,246 100.00% 142,246 0 100.00% 142,246 0

Gastos Aduanaje y Portuarios

4,375 100.00% 4,375 0 4,375 100.00% 4,375 0 100.00% 4,375 0

TOTAL US$ 29,625,765 20,932,368 8,080,992 29,625,765 27,054,540 2,571,225 26,442,135 2,571,225

87

Al cierre del proyecto que se puede ver en archivo

Al cierre del Dictamen INFORME MHI-2018-046 correspondiente a la primera solicitud de Repago de Inversiones los números son los siguientes:

En síntesis:

Valor Máximo de Reembolso: US$ 33, 991,600.00 Valor total de ejecución considerado en la Proposición Conjunto con ENEE: US$ 29, 013,360.07 Valor Aprobado para reembolso al 10/10/18: US$ 26, 442,135.54 Valor Retenido al 10/10/18: US$ 2, 571,225.00 Valor Proyecto EnerGIS y Auditoria de Inventario ENEE: US$ 18, 365,893.00 Factor Resultante de Aceptación del Levantamiento de la Red de Distribución, Auditoria al Inventario de ENEE y Calidad de Información a ArcGIS: 16.2554 %. Valor Resultante de aplicar el Factor de Aceptación al Valor Proyecto EnerGIS y Auditoria de Inventario ENEE = US$ 18, 365,893.00 * 16.2554% = US$ 2, 985,449.46 Diferencia entre el Valor Resultante y el valor Retenido: US$ 2, 571,225 – 2, 985,449.46 = US$ - 414,224.46 Valor Remanente del Valor Máximo de Reembolso: US$ 33, 991,600.00 - US$ 26, 442,135.54 - US$ 2, 985,449.46 = US$ 4, 564,015

Los US$ US$ 414,224.46 le serán descontados al Operador en el Segundo Repago de Inversiones

Atentamente

MANITOBA HYDRO INTERNATIONAL LTD.

9.3. Analisis de Riesgos

1. INTRODUCCION

En carta de la Referencia, dirigida al Ing. Jesús Mejia, Gerente General de la Empresa Nacional de

Energía Eléctrica (ENEE), el Lic. Carlos Cuadra, Director de la Unidad de Contingencias Fiscales de

la Secretaría de Finanzas, manifiesta que la Ley de Promoción de la Alianza Público Privada (APP},

en su Artículo No. 9 establece que los riesgos asumidos por ambas partes (Gobierno y Operador

Privado) deben ser claramente definidos en el contrato de Alianza Público Privada. Dichos riesgos

se encuentran resumidos en la Matriz de Riesgo que la Unidad de Contingencias Fiscales construyó

con el apoyo del Banco interamericano de Desarrollo y que es la utilizada en Honduras para

identificar los riesgos en los proyectos de APP.

88

Agrega que, por su parte, el Articulo 24 de la Ley APP establece que la Secretaría de Finanzas

determinará los riesgos financieros y no financieros, las Garantías, los compromisos futuros y las

Contingencias Fiscales.

Adicionalmente, el Artículo 25 de la misma Ley delega en la Unidad de Contingencias Fiscales

(UCF) la identificación, el análisis, la cuantificación, gestionar y dictaminar los costos y riesgos

fiscales derivado de los proyectos de APP.

Considerando que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) tiene suscrito un Contrato de

APP, el Lic. Carlos Cuadra solicita el apoyo del Gerente General de ENEE, brindando a la UCF un

informe sobre los riesgos asumidos y compartidos por la ENEE en el contrato suscrito con la

Empresa Energía Honduras (EEH), dicho informe debe establecer si dicho riesgo se ha activado o

no. En el caso que se haya activado se deberán dar detalles sobre el porqué se activó, y si hay

algún reclamo por parte del Operador sobre los impactos generados a éste.

Termina el Lic. Carlos Cuadra adjuntando la Matriz de Riesgos presentada a la UCF, al momento

de suscribir el Contrato de Concesión, indicando que dicha información debe ser presentada a la

brevedad a la UCF, ya que ésta debe realizar los análisis correspondientes, dado que la Ley de

Responsabilidad Fiscal manda a la publicación del primer informe de riesgos fiscales en abril de

2019.

Finaliza diciendo que el Supervisor del proyecto puede ayudar en el informe. A esta sugerencia

del Director de la UCF de SEFIN, responde el análisis contenido en el presente informe.

2. METODOLOGIA

Atendiendo la sugerencia de UCF, en el sentido que el Supervisor puede ayudar en el Informe, a

continuación, MHI entrega el resultado del análisis que ha preparado, para lo cual, la metodología

que se usará consiste en, primeramente, transcribir el riesgo consignado en el Contrato del

Operador, luego se indicará si el Riesgo en análisis se ha activado o no. En el caso que se haya

activado se darán detalles sobre el porqué, en opinión de MHI, se activó y si la Asignación del

Riesgo recae en el Estado o en el Privado. En casos en que se tengan antecedentes sobre los

impactos generados, ello será informado y se efectuarán comentarios y recomendaciones.

Respecto de los Riesgos no comentados por MHI en el presente informe, significa que no hay

antecedentes respecto de su Activación o que simplemente no corresponde que sean analizados

por el Supervisor (MHI).

Adjunto al presente Informe, se agregan las certificaciones e Informes de evaluación del

Operador, efectuadas por MHI para el Primer y Segundo Año de Operaciones.

Finalmente, el presente informe será remitido al Fiduciario, para que, en su calidad de contratante

del Supervisor, determine su destino, en conformidad a lo solicitado por la Autoridad.

89

3. DESARROLLO

3.1. Cláusula Quinta del Contrato del Operador. Asignación de Riesgos entre las

Partes

1. Ecuación Contractual.

La ecuación contractual del presente Contrato está conformada por los siguientes factores:

a) El Inversionista Operador asume:

i. El cumplimiento de todas las obligaciones a su cargo bajo el Contrato, implícitas o explícitas.

ii. Los riesgos que le han sido asignados mediante este Contrato; y

iii. Los riesgos asociados a la ejecución de sus obligaciones bajo el Contrato.

El Inversionista Operador manifiesta con la presentación de su Propuesta durante el Concurso

Público Internacional y con la firma del presente Contrato, que ha entendido y conocido el alcance

de las obligaciones a su cargo derivadas del Contrato y que ha efectuado la valoración de los

riesgos que le fueron asignados.

El Inversionista Operador reconoce expresamente que las Contraprestaciones descritas en la

Cláusula Vigésima Cuarta. Contraprestaciones para Inversionista Operador, del Contrato, incluyen

el pago de todos los costos, gastos e inversiones, incluyendo capital, gastos y costos de Operación

y Mantenimiento, costos de administración, impuestos, tasas, contribuciones, imprevistos y

utilidades del Inversionista Operador, que surjan de la ejecución del presente Contrato y la

prestación de los Servicios, del alcance de sus obligaciones como Inversionista Operador,

considerando las condiciones operacionales, sociales, políticas, económicas, prediales,

catastrales, topográficas, geotécnicas, geológicas, meteorológicas, ambientales, geográficas, de

acceso y de limitaciones de espacio, de relaciones con las comunidades, de la disponibilidad de

materiales e instalaciones temporales, equipos, transporte y mano de obra, entre otras.

En razón de lo expuesto en el presente literal a) el Inversionista Operador expresamente reconoce

que no serán procedentes ajustes, compensaciones, indemnizaciones ni reclamos, por las causas

señaladas o debidas o que tengan origen en los factores descritos en el párrafo inmediato

anterior, o a cualquier otra causa o factor que se produzca durante el desarrollo del Contrato con

excepción hecha de las consecuencias que este Contrato prevé de manera expresa cuando

ocurran los riesgos asignados a COALIANZA, la ENEE o el Fiduciario. De acuerdo con lo anterior,

corresponde al Inversionista Operador asumir los riesgos propios de la ejecución del presente

Contrato puesto que el cumplimiento de las obligaciones de resultado del mismo es a riesgo del

Inversionista Operador.

b) Lo señalado en el literal a) inmediato anterior no impide que exclusivamente en los casos

previstos en la Cláusula Trigésima Octava. Modificaciones al Contrato, pueda proceder el

restablecimiento del equilibrio económico del Contrato, mediante la modificación al

Contrato en los términos y condiciones establecidos en dicha Cláusula.

90

3.2. Riesgos asignados al Inversionista Operador.

a) El Inversionista Operador reconoce que:

i. Conoce las licencias, permisos y demás autorizaciones que son necesarias para la prestación

de los Servicios, el cumplimiento del objeto del Contrato y todas las obligaciones a su cargo

bajo el presente Contrato conforme a las Leyes Aplicables, mismos que tramitará, obtendrá

y mantendrá vigentes por el plazo del Contrato para el cabal cumplimiento de sus

obligaciones conforme al Contrato, lo que incluye el pago de tasas que en su caso establezcan

las Leyes Aplicables. (RIESGO NO ACTIVADO: Salvo notificación de la SAPP que se comentará

en literal ii, MHI no tiene registro de notificaciones de organismos gubernamentales por

incumplimiento de leyes aplicables ni por incumplimientos de pago de tasas que en su caso

establezcan las leyes aplicables).

ii. Ha inspeccionado debidamente, ha llevado a cabo todos los estudios necesarios y se ha

allegado de la asesoría especializada en las diferentes materias relacionadas con el objeto del

Contrato a fin de considerar todos los factores que intervinieron en la elaboración de su

Propuesta en el Concurso Público Internacional, así como los que intervienen en la ejecución

de los trabajos y actividades a su cargo contenidos en este Contrato, por lo que ha valorado

adecuadamente los riesgos asumidos y las consecuencias de su actualización, todos los cuales

han sido considerados en su Propuesta. (RIESGO ACTIVADO: En opinión de MHI, con los

antecedentes analizados hasta el dia 08/04/19, el Operador no ha cumplido con la

Reducción Mínima Anual de Pérdidas comprometida para el Segundo Año de Operaciones.

En documentos anexo, se adjuntan las evaluaciones anuales de MHI para los Año 1 y 2 de

Operaciones de EEH).

Asignación del Riesgo: EEH

Causal: Cláusula Contractual Incumplida por EEH

Meta Primer Año: 4 % de Reduccion de Pérdidas

Valor Alcanzado Primer Año: 4.05 %

Meta Segundo Año: 3 % de Reduccion de Pérdidas

Valor Alcanzado Segundo Año: 0.03 %

Efecto del Cumplimiento Primer Año e Incumplimiento Segundo Año:

En el primer año, el Operador por sí misma, EEH produjo un beneficio a la ENEE por US$

35.72MM el cual está tomado del recaudo, significando 2.73% de reducción de pérdidas, en

el análisis, se le reconocieron como pagados a ENEE los subsidios completos, abonándosele

US$ 15.65 MM de subsidios del 2017 respecto al 2016, llegando a 3.93% de reducción de

91

pérdidas y se le agregaron como pagados los consumos de las ZDG’s por $1.7MM, llegando a

4.06% de reducción de pérdidas para el primer año.

Se le pagaron a EEH US$ 26.4MM de reembolso por inversiones efectuadas en el periodo,

quedando un remanente a su favor de US$ 26.6MM.

Distribucion Crecimiento USD Reduccion de Perdidas

Reduccion de Perdidas $35,720,508.39 2.73%

Subsidios $ 15,649,062.33 $51,369,570.72 3.93%

ZDG $ 1,700,778.98 $53,070,349.71 4.06%

En el segundo año, el Operador por sí mismo, produjo un beneficio a la ENEE por US$ - 43.91

MM, el cual está tomado del recaudo, significando – 3.31 % de reducción de pérdidas, se le

reconocieron los subsidios completos, abonándose US$ 34.32 MM de subsidios del 2018

respecto al 2017, llegando a – 0.72 % de reducción de pérdidas y se le agregaron como

pagadas las ZDG’s por $ 9.97 MM, llegando EEH a 0.03 % de reducción de pérdidas para el

segundo año de operaciones.

Distribucion Crecimiento USD

Reduccion de Perdidas

Reduccion de Perdidas $ -43,908,341.53 -3.31%

Subsidios $ 34,324,464.71 $ -9,583,876.82 -0.72%

ZDG $ 9,973,908.25 $ 390,031.43 0.03%

Entre el 2016 y 2018, el Operador por sí mismo, produjo un beneficio a la ENEE por US$ - 5.59

MM, el cual está tomado del recaudo, significando – 0.42 % de reducción de pérdidas, se le

reconocieron los subsidios completos, abonándose US$ 49.97 MM de subsidios del 2018

respecto al 2016 llegando a 3.34 % de reducción de pérdidas y se le agregaron como pagadas

las ZDG’s de $ 11.62 MM, llegando EEH a 4.22 % de reducción de pérdidas en los dos años.

Distribucion Crecimiento USD

Reduccion de Perdidas

Reduccion de Perdidas $ -5,594,371.09 -0.42%

Subsidios $ 49,973,527.04 $ 44,379,155.95 3.34%

ZDG $ 11,624,192.88 $ 56,003,348.83 4.22%

Dado que, en el primer Año Se le pagaron US$ 26.44MM con un excedente de pago por US$

0.41 MM en el Segundo Año se le podrían pagar US$ 29.15 MM. De exceder esta cifra la

92

inversión reconocida, el saldo se le podrá pagar con la generación de nuevos flujos efectivos

de fondos que se generen por ahorros de pérdidas, a partir de 2019.

Pago Gestion 2017 - 2016 $ 26,442,135.54

Excedente de Pago 2017 - 2016 $ 414,224.49

Pago 2018 - 2016 $ 29,146,988.80

En correo electrónico de fecha 12 de abril de 2019, denominado Comité de Pérdidas, el

Gerente General de EEH, envió a MHI una proposición de modificación al Compendio de

Actas de la Comisión de Pérdidas, cuya introducción se transcribe a continuación. Cabe

destacar que a la fecha de publicación del presente informe esta proposición no ha sido

tratada en el Comité de Coordinación.

<< EEH manifiesta que en fecha 11 de enero del 2019 remitió la Carta EEH-GG-2019-01-008 a

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.

EEH continuó 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 del 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

93

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.

EEH manifiesta que el impacto de los factores exógenos fue comunicado al Comité Técnico de

manera oportuna en la comunicación EEH-GG-2019-01-008, y que, en base a la Cláusula

Trigésima Octava del Contrato APP, implica una modificación al Contrato más la

compensación correspondiente.

En virtud de lo anterior, EEH procede a presentar el Balance Energético basado en la

Metodología que se utilizó para el primer año, la cual fue certificada y validada por ENEE-

MHI-SAPP y EEH en diversas reuniones, con las proyecciones correspondientes si los factores

exógenos antes indicados no hubieran afectado los términos y condiciones del Contrato.

EEH señala que las pérdidas reducidas para el segundo año según su 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. >>

RIESGO ACTIVADO: Índice de Efectividad en la Facturación (EF)

Se establece una Tasa Anual Media del índice de Efectividad en la Facturación, con base a los

últimos doce meses, es decir, Diciembre2017 a Noviembre2018. Con esto el índice resultó:

índice EF (TAM Noviembre 2018) = (6,252,542,569 kWh) / (8,655,470,822 kWh * 0,9)

EF (TAM Noviembre2018) = 80.26 %

Mes Efectividad

Facturación % EF - TAM

Nov. 17 78.74%

Dic. 17 80.02%

Ene. 18 80.21%

Feb. 18 80.77%

Mar. 18 80.14%

Abr. 18 79.16%

May. 18 79.26%

Jun. 18 78.85%

94

Mes Efectividad

Facturación % EF - TAM

Jul. 18 78.34%

Ago. 18 79.13%

Sep. 18 79.80%

Oct. 18 80.15%

Nov. 18 80.26%

El indicador de efectividad TAM de facturación (EF-TAM) ha tenido un incremento en el mes

de Noviembre2018 respecto de Noviembre2017 de 1.52 %, alcanzándose en Noviembre2018 un

EF-TAM de 80.26 %.

La Superintendencia de Alianza Publico Privada, en Oficio Nº SAPP-756-2018 de fecha

20/11/2018 efectuó una Notificación de Causa a EEH, que da motivo para declarar la

Intervención 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 aún se está

resolviendo, lo que permitirá disponer de información real de los consumos de energía del

Segundo Año de Operaciones. Ello significa que el Índice de Efectividad en la Facturación se

verá afectado por estos ajustes que el Operador se encuentra efectuando.

En todo caso, independiente de la situación descrita anteriormente, en opinión de MHI,

durante el Segundo Año de Operación, el Operador no ha alcanzado un logro significativo en

este indicador, a consecuencia que la meta de Reducción de Pérdidas del Segundo Año de

Operaciones tampoco se ha alcanzado, afectándose con ello el Índice Facturación (EF).

iii. Conoce las características técnicas, ambientales, tributarias, económicas, financieras,

sociales y jurídicas actuales bajo las cuales debe prestar los Servicios y cumplir con el objeto

del Contrato; y dispone de los recursos humanos, técnicos, económicos, financieros,

administrativos y empresariales para ello conforme se establece en la LPAPP, el Reglamento

de la LPAPP y el Contrato. (RIESGO ACTIVADO: El Operador no ha cumplido con el Plan Anual

de Inversiones Años 1 y 2.)

Asignación del Riesgo: EEH

Causal: Cláusula Contractual Incumplida por EEH

Presupuesto Primer Año US$: 93,848,223

95

Presupuesto Ejecutado Primer Año US$: 40,264,880

Presupuesto No Ejecutado Primer Año US$: 53,583,343

Presupuesto Segundo Año US$: 113,055,766

Presupuesto Ejecutado Segundo Año US$: 60,926,552

Presupuesto No Ejecutado Segundo Año US$: 52,129,214

Efecto del Incumplimiento: No se alcanzan los niveles de reducción de pérdidas consignados

en el Contrato del Operador (3% para el segundo Año).

iv. Es responsable del cumplimiento de todas las obligaciones laborales, de seguridad social y de

cualquier otra naturaleza relacionadas con sus empleados, personal administrativo,

Subcontratistas y comisionistas incluyendo sin limitar, el cumplimiento de todas las

obligaciones establecidas en las Leyes Aplicables. (RIESGO NO ACTIVADO, MHI no tiene

registros ni le corresponde evaluar este aspecto de la operación de EEH. MHI sólo está

facultada para informar al Operador sobre la calidad de los trabajos de los contratistas o

subcontratistas del Operador).

Cuenta con los Subcontratistas necesarios e idóneos para cumplir con las obligaciones a su

cargo establecidas en este Contrato. (RIESGO NO ACTIVADO, en opinión de MHI, el Operador

cuenta con las brigadas necesarias para cumplir con los programas de operación y

mantenimiento de la Red de Distribución y Servicio de Emergencia. A continuación, se

presenta una tabla en la cual se muestra por mes, la cantidad promedio de Grupos de

Trabajo y los tiempos promedio de atención de incidencias.

Mes

Cantidad

Brigadas

Tiempos

Atención

Septiembre 2018 218 3.06 hrs

Octubre 2018 225 3.21 hrs

Noviembre 2018 225 3.02 hrs

Diciembre 2018 225 2.44 hrs

Enero 2019 189 2.90 hrs

Febrero 2019 189 2.30 hrs

96

Mes

Cantidad

Brigadas

Tiempos

Atención

Marzo 2019 189 2.47 hrs

Respecto de la cantidad de lectores de medidores, el Operador ha explicado que, desde la

toma de control, gracias a la aplicación SigCOM, han podido disponer de un programa de

lectura de medidores de mayor calidad que su contratista antecesor (EC). Respecto del

programa de cortes y reposición de suministros por deuda, EEH ha implementado otros

mecanismos de cobranza, como el tele-corte, que agregado a un más eficiente control de

cortes respectos de la empresa antecesora (EC), les ha permitido mejorar el Indicador de

Efectividad en el Recaudo (ER). En cuanto al programa de instalación de medidores, el Índice

de aceptación en terreno en el Primer Año de Operaciones resultó en 85.98 % para medición

focalizada y 100 % para medida Indirecta y semidirecta).

v. La declaración jurada anexa a su Propuesta Técnica presentada dentro del Concurso y adjunta

como Anexo 8 del Contrato: “Propuesta Técnica del Inversionista Operador”, respecto que:

(a) no se encuentra en ninguno de los supuestos que establecen los artículos dieciocho (18)

y diecinueve (19) del Reglamento de la LPAPP, (b) no ha realizado Prácticas desleales,

corruptivas, fraudulenta, coercitiva, colusoria u obstructiva cuya ventaja haya sido la

adjudicación del presente Contrato, (c) mantendrá informado al Comité Técnico del

Fideicomiso con respecto a la integración de los accionistas de la Sociedad Propósito

Especial,(d) informará al Comité Técnico del Fideicomiso quien(es) es(son) el(los)

beneficiario(s) real(es)o finales del presente Contrato de acuerdo al Anexo 18 del Contrato:

“Beneficiarios Finales de Persona Jurídica”, (e) tiene plena capacidad y legitimidad para

firmar el Contrato, y (f) está al corriente en el cumplimiento de sus obligaciones fiscales en

Honduras, en los términos de las Leyes Aplicables, se encuentra en pleno vigor y efecto, es

veraz en todas sus partes y son vigentes todas las afirmaciones contenidas en ella, por lo que

acepta de manera incondicional que en caso que cualquiera de las declaraciones contenidas

en la declaración jurada mencionada en el presente párrafo o en el Contrato resulte falsa,

ello podrá dar lugar a la Caducidad del Contrato y el pago de los daños y perjuicios que se

ocasionen a COALIANZA, el Fiduciario o la ENEE. (RIESGO NO ACTIVADO; no obstante, MHI

no tiene facultades para supervisar estos aspectos del Contrato, ha observado que, a nivel

de Comité Técnico, el Operador ha sometido a su consideración los pagos del capital social

de los socios, el cambio de participación societaria y los créditos con sindicaturas de

bancos).

vi. Conoce el contenido, significado y alcance del Pliego de Condiciones y el Contrato, así como

sus términos y condiciones, por lo que ha manifestado su voluntad de sujetarse a los mismos,

asumiendo todos los derechos y obligaciones que le corresponden, derivados de dichos

instrumentos, los que carecen de vicio, error, dolo u omisión. (RIESGO NO ACTIVADO, salvo

97

los riesgos de carácter operacional activados e informados precedentemente, MHI no tiene

tuición sobre estos aspectos y no tiene registro de activación de este riesgo)

vii. Conoce y entiende el contenido y alcance que establecen la LPAPP, el Reglamento de la

LPAPP, el Contrato de Fideicomiso, las Leyes Aplicables y el Contrato. (RIESGO NO ACTIVADO,

MHI no tiene tuición sobre esta materia y tampoco posee antecedentes de la activación de

este riesgo, que no sean los ya informados (pérdidas, facturación e inversiones).

viii. Ha obtenido y mantiene en plena vigencia todas las autorizaciones que requiere para la firma

del Contrato. (RIESGO NO ACTIVADO, en el Contrato del Supervisor se establece que, para

los informes trimestrales, MHI debe solicitar al Operador las Garantias y Seguros Vigentes,

informando de su resultado en el Informe correspondiente, lo que MHI ha efectuado, sin

haber tenido que informar faltas en este aspecto. Con relación a los Estados Financieros del

Operador, se puede informar que EEH entregó a MHI los Estados Financieros definitivos del

Primer Año de Operaciones y que a la fecha ha entregado los Estados Financieros

Provisionales del Segundo Año de Operaciones).

ix. Ha leído y entendido las definiciones de Prácticas Prohibidas y las sanciones aplicables a la

comisión de las mismas que constan de este Contrato y se obliga a observar las normas

pertinentes sobre las mismas; no ha incurrido en ninguna Práctica Prohibida descrita en este

documento; no ha tergiversado ni ocultado ningún hecho sustancial durante los procesos de

selección, negociación, adjudicación o ejecución del Contrato; ni él ni sus agentes, personal

o Subcontratistas, consultores, directores, funcionarios o accionistas principales han sido

declarados inelegibles para que se les adjudiquen contratos con el Estado de Honduras, sus

agencias, dependencias o entidades o de ser culpables de delitos vinculados con la comisión

de Prácticas Prohibidas; reconoce que el incumplimiento de cualquiera de estas garantías

constituye el fundamento para la posible Caducidad del Contrato. (MHI no tiene atribuciones

ni registros que le permitan emitir opinión sobre este Riesgo)

b) Salvo que el Contrato prevea en forma expresa otra cosa, el Inversionista Operador asume:

i. Los riesgos que se describen en la presente Sección 2. Riesgos asignados al Inversionista

Operador de esta Cláusula.

ii. Los riesgos que le son asignados en otras partes del Contrato.

iii. Los riesgos que por su naturaleza deban ser asumidos por el Inversionista Operador

conforme al Contrato.

iv. Los efectos favorables o desfavorables derivados de las variaciones en los precios de mercado

de los insumos necesarios para cumplir con sus obligaciones bajo el Contrato y la prestación

de los Servicios cumpliendo con los Niveles de Servicio y los Estándares Técnicos y demás

condiciones establecidas en el presente Contrato, toda vez que es obligación del Inversionista

98

Operador obtener los resultados previstos según el presente Contrato sin que existan pagos

o compensaciones de ningún tipo por parte de COALIANZA, la ENEE o el Fiduciario, como

consecuencia de la variación de cualquier estimación inicial de los requerimientos para ello

frente a lo realmente requerido o por la variación entre cualquier estimación de precios

inicialmente efectuada para los insumos necesarios para el cumplimiento del objeto del

Contrato y la prestación de los Servicios y los que en realidad existieron en el mercado al

momento de su utilización y de las actividades asociadas a la misma y lo realmente requerido.

v. Salvo por las coberturas a cargo de la ENEE expresamente previstas en el presente Contrato,

los efectos favorables o desfavorables derivados de la Gestión Social y Ambiental, toda vez

que es obligación de resultado del Inversionista Operador efectuar la Gestión Social y

Ambiental y cumplir con las Leyes Aplicables.

vi. Los efectos favorables o desfavorables de la obtención y/o alteración de las condiciones de

los Financiamientos y/o costos de la liquidez que resulten de la variación en las variables del

mercado, toda vez que es una obligación contractual del Inversionista Operador aportar los

recursos necesarios y obtener el Financiamiento para cumplir con el objeto del Contrato y la

prestación de los Servicios, para lo cual el Inversionista Operador tiene plena libertad de

establecer con los Acreedores las estipulaciones atinentes al contrato de mutuo o cualquier

otro mecanismo de Financiamiento y no existirán pagos, garantías o compensaciones de

parte de COALIANZA, la ENEE o el Fiduciario como consecuencia de la variación supuesta o

real entre cualquier estimación inicial de las condiciones de Financiamiento frente a las

realmente obtenidas, manifestación que deberá estar contenida en los contratos que

suscriba el Inversionista Operador con los Acreedores respectivos.

vii. Los efectos desfavorables derivados de todos y cualesquiera daños, perjuicios o pérdidas de

los bienes de su propiedad causados por terceros diferentes de COALIANZA, la ENEE o el

Fiduciario sin perjuicio de su facultad de exigir a terceros diferentes de COALIANZA, la ENEE

o el Fiduciario la reparación o indemnización de los daños y perjuicios directos y/o

subsecuentes cuando a ello haya lugar conforme a las Leyes Aplicables y disposiciones

contractuales.

viii. Los efectos favorables o desfavorables derivados de las variaciones en la rentabilidad del

negocio y obtención de utilidades o sufrimiento de pérdidas, toda vez que la

Contraprestación del Inversionista Operador, compensa todas las obligaciones y riesgos

asumidos por el Inversionista Operador. Los mecanismos de cálculo de la Contraprestación,

así como de pagos de compensaciones al Inversionista Operador por el riesgo total o

parcialmente asumidos por COALIANZA, la ENEE o el Fiduciario contenidos de manera

expresa en este Contrato, están diseñados para restablecer y mantener el equilibrio

económico del Contrato.

ix. En general, los efectos favorables o desfavorables de las variaciones de los componentes

económicos y técnicos necesarios para cumplir con las obligaciones del Inversionista

99

Operador necesarias para la cabal ejecución de este Contrato, relacionadas con la

consecución del Financiamiento, la elaboración de sus propios diseños, estudios y análisis, la

contratación de los Subcontratistas, la contratación de personal, las labores administrativas,

los procedimientos de Operación y tecnología utilizados, los equipos y materiales requeridos,

el manejo ambiental y social, la prestación de los Servicios y los Servicios Adicionales, entre

otros.

x. Los efectos favorables o desfavorables derivados del acaecimiento de eventos cubiertos por

las pólizas de Seguros previstas en la Cláusula Vigésima Séptima. Seguros del presente

Contrato.

xi. Salvo por las coberturas a cargo de COALIANZA, la ENEE o el Fiduciario expresamente

previstas en el presente Contrato los efectos favorables o desfavorables derivados de las

variaciones de: (a) el valor del Lempira en relación con cualquier otra moneda, incluyendo,

pero sin limitarse al Dólar; (b) los indicadores económicos hondureños; y, (c) la economía

hondureña o del país de origen del Adjudicado del Contrato o del país de origen de los

Acreedores.

xii. Los efectos derivados de la destrucción o pérdida, total o parcial o hurto de los bienes,

instrumentos, materiales y equipos del Inversionista Operador o sus Subcontratistas.

xiii. Los efectos favorables o desfavorables de la variación de la demanda durante la Vigencia del

Contrato, respecto de la liquidez del recaudo de las Tarifas o la Contraprestación,

únicamente.

xiv. Los efectos favorables o desfavorables de la variación en los ingresos del Inversionista

Operador derivados de la prestación de los Servicios Adicionales.

xv. Salvo el mecanismo de recuperación de la inversión referencial estipulado en la Cláusula

Séptima, Sección 6.2 del Contrato, los efectos favorables o desfavorables derivados del tipo

de cambio del Lempira con el Dólar o cualquier divisa utilizada por el Inversionista Operador.

xvi. Los efectos favorables o desfavorables derivados de los cambios en las Leyes Aplicables, salvo

el caso de Cambio Discriminatorio en la Legislación.

xvii. Los efectos favorables o desfavorables derivados del Estudio de Valor Agregado en

Distribución descrito en la Cláusula Vigésima Cuarta. Contraprestaciones para el Inversionista

Operador, del Contrato.

La Contraprestación del Inversionista Operador incluye el costo de la asunción de todos los riesgos

asignados al Inversionista Operador por virtud del Contrato. Por lo tanto, el acaecimiento de los

riesgos asignados al Inversionista Operador, o los efectos negativos o positivos derivados de dichos

riesgos, en cualquier proporción o cuantía, no darán lugar a modificación, reducción o adición de la

Contraprestación, ni darán lugar a reconocimientos o compensaciones por parte de COALIANZA, la

100

ENEE o el Fiduciario y a favor del Inversionista Operador, a excepción de lo establecido en la Sección

1. Contraprestación de la. Cláusula Vigésima Cuarta. Contraprestaciones para el Inversionista

Operador, del Contrato. Lo anterior sin perjuicio de lo señalado en la Sección 1. Ecuación

Contractual literal b), de esta Cláusula.

3.3. Riesgos Asignados al Gobierno de Honduras por conducto de COALIANZA y la

ENEE.

Salvo que en el presente Contrato se prevea otra cosa, los siguientes son los riesgos asignados al

Gobierno de Honduras por conducto de COALIANZA y la ENEE, además de los que le sean asignados

en otras partes del Contrato:

a) Parcialmente, los efectos desfavorables derivados de la ocurrencia de un Evento Eximente de

Responsabilidad cuando el mismo genere costos ociosos por mayor permanencia, en tanto la

asunción de este riesgo conlleva, exclusivamente, el reconocimiento de los mismos en los

términos de la Cláusula Cuadragésima. Evento Eximente de Responsabilidad, del presente

Contrato.

b) Parcialmente, los efectos desfavorables derivados del daño emergente causado por los Eventos

Eximentes de Responsabilidad a los que se refiere de manera taxativa la Cláusula Cuadragésima.

Evento Eximente de Responsabilidad del Contrato, en la medida que la asunción de este riesgo

conlleva, exclusivamente, lo previsto en la Cláusula Cuadragésima. Evento Eximente de

Responsabilidad, del presente Contrato.

c) Parcialmente, los efectos desfavorables derivados de que, por razones no imputables al

Inversionista Operador, se haga imposible el recaudo de las Tarifas.

d) Parcialmente, respecto de los costos por la implementación de nuevas tecnologías para el cobro

electrónico de Tarifas que determine la CREE. La forma de asunción de estos costos y la fuente de

recursos para su pago, en su caso, será determinada por el Comité Técnico del Fideicomiso. De no

contar el Fideicomiso con la disponibilidad de los recursos necesarios o de una fuente de

Financiamiento, no se implementarán dichas tecnologías.

e) Los efectos favorables o desfavorables derivados de la implementación de la transición en la

prestación de los servicios que actualmente tiene a su cargo la empresa SEMEH y que serán

transferidos al Inversionista Operador, conforme se establece en el Anexo 9 del Contrato:

“Lineamientos para la transición de los servicios que presta SEMEH al Inversionista Operador”.

RIESGO ACTIVADO: El Anexo 9 del Contrato, denominado “Lineamientos para la transición de

los servicios que presta SEMEH al Inversionista Operador”, aparte de la Nota en la página 343,

que expresa: << A ser consensuado y firmado entre las partes en la Etapa Preoperativa>>, no

tiene otro antecedente que respalde la no activación de este riesgo.

El Contrato del Operador establece lo siguiente:

101

CLÁUSULA DÉCIMA SEGUNDA. ETAPA DE PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS

2. Condiciones precedentes.

Dentro de los quince (15) Días Calendario previos a la Fecha de Inicio de Prestación de los

Servicios, el Inversionista Operador deberá entregar al Fiduciario, los siguientes documentos e

información:

e) El plan de recepción de la gestión comercial que actualmente realiza SEMEH, lectura, facturación,

cobro, atención al Usuario y, en general, todo lo concerniente a la actividad comercial de la

distribuidora, con base en el plan acordado entre la ENEE y SEMEH, que la ENEE deberá entregar

al Inversionista Operador dentro de los tres (3) meses posteriores a la Fecha de Firma del

Contrato. El plan del Inversionista Operador deberá ser consensuado con la ENEE.

“Servicio de Medición Eléctrica de Honduras” o “SEMEH”. Es una empresa privada contratada por

la ENEE responsable de la lectura de medidores, la facturación, el cobro y el corte (y reconexión)

de los deudores.

Las actividades comerciales de distribución son llevadas a cabo por la ENEE y SEMEH, una empresa

privada contratada por la ENEE. La ENEE es responsable de las nuevas conexiones, instalación y

mantenimiento de medidores, investigación de cuentas y servicio al cliente. Por su parte, SEMEH

es responsable de la lectura de medidores, la facturación, el cobro y el corte (y reconexión) de los

deudores.

102

f) Los efectos favorables o desfavorables derivados del tipo de cambio del Lempira con el Dólar o

cualquier divisa utilizada para el cumplimiento de las obligaciones a cargo del Gobierno de

Honduras en relación con el mecanismo de recuperación inversión referencial estipulado en la

Cláusula Séptima, Sección 6.2 del Contrato.

3.4. Riesgos Asignados al Fiduciario.

Los efectos favorables o desfavorables derivados del Contrato de Fideicomiso, en los términos

establecidos en el mismo. (MHI no tiene competencia para investigar, evaluar e informar los

riesgos activados o no activados por el Fiduciario, por cuanto el Fiduciario es el contratante del

Supervisor).

3.5. Riesgos Asignados a la ENEE.

Los efectos favorables o desfavorables derivados del presente Contrato en relación con el

cumplimiento de las obligaciones a cargo de la ENEE, en los términos establecidos en el mismo.

No obstante, MHI no tiene atribuciones para calificar este Riesgo, puede informar que, desde

inicios de la Operación, EEH ha reclamado oficialmente al Comité Tecnico, a través del

Fiduciario, que no se le está pagando en su totalidad el Honorario Fijo determinado en el

Contrato, aduce que, hoy dia se le pagan MMUS$ 10.5/mes y que el Contrato establece:

Primer Año: MMUS$ /mes 14.5

Segundo Año: MMUS$/mes 15.5

Tercer Año: MMUS$/mes 16.35

Adicionalmente, no obstante, MHI no tiene atribuciones para calificar este Riesgo, es

conveniente dar a conocer su opinión, en el sentido que, el incumplimiento de lo establecido en

la CLÁUSULA DÉCIMA. ETAPA PRE-OPERATIVA del Contrato del Operador (transcrita a

continuación), debilita los argumentos de defensa que pudiera mostrar ENEE, ante un eventual

juicio arbitral, a consecuencia de lo descrito en los párrafos inmediatos anteriores. Al respecto,

el Contrato del Operador establece lo siguiente:

CLÁUSULA DÉCIMA. ETAPA PRE-OPERATIVA

Estudio de Valor Agregado de Distribución.

El Gobierno de Honduras por conducto de la ENEE realizará el Estudio de Valor Agregado de

Distribución, el cual servirá de base para realizar ajustes al Honorario Fijo contenido en la Sección

1 de la Cláusula Vigésima Cuarta. Contraprestaciones para el Inversionista Operador, del Contrato;

el Estudio de Valor Agregado de Distribución será ejecutado por una empresa de reconocido

nombre internacional y experiencia en este tipo de estudios, para que evalúe el monto del

Honorario Fijo a cobrar por parte del Inversionista Operador y el plazo del Contrato en relación al

103

mismo. El Estudio de Valor Agregado de Distribución se efectuará dentro del plazo de tres (3)

meses a partir de la Fecha de Firma del Contrato, prorrogables por mutuo acuerdo entre las

Partes. El fin de dicho instrumento es garantizar una operación de distribución eficiente, reconocer

al Inversionista Operador los gastos operativos reales más una rentabilidad razonable, al mismo

tiempo que se le asegura al Estado el mayor rendimiento por los recursos que compromete en este

Proyecto, manteniendo el equilibrio económico-financiero del Proyecto y la gestión del

Inversionista Operador, teniendo como prioridad los mejores intereses del Estado de Honduras.

El objeto del Estudio de Valor Agregado de Distribución será el establecido en el capítulo II, Artículo

21, secciones C y D de la Ley General de la Ley General de la Industria Eléctrica. El Comité Técnico

del Fideicomiso podrá tomar en consideración los resultados del Estudio de Valor Agregado de

Distribución, cuando a su criterio resulte evidente que utilizar como base la estructura de costos

de la actividad de distribución en el mismo estudio identificada resulta en un beneficio para el

patrimonio del Fideicomiso y para el Estado de Honduras.

Efecto del Incumplimiento: No se ha podido cumplir el objeto de la Cláusula, cual es:

Una vez que el Comité Técnico haya revisado El Estudio de Valor Agregado de Distribución,

propondrá el nuevo Honorario Fijo de conformidad con los parámetros señalados en los párrafos

precedentes, este le hará formal notificación al Inversionista Operador para que en el término de

noventa (90) Días Calendario procedan a la revisión conjunta y de común acuerdo del Honorario

Fijo y cualquiera de las variables señaladas en párrafo anterior de la presente Cláusula. En caso de

ser aceptada la propuesta por parte del Inversionista Operador, el resultado de esta revisión

conjunta se incorporará en la Sección 1 de la Cláusula Vigésima Cuarta. Contraprestaciones para

el Inversionista Operador, del Contrato, mediante la adenda correspondiente. El Honorario Fijo

acordado, posterior al Estudio, no podrá ser superior al Honorario Fijo del Inversionista Operador

a la fecha de Adjudicación, contenido en el Anexo 12 del Contrato.

Como consecuencia de los costos identificados en este estudio, el Comité Técnico del Fideicomiso

podrá tomar, una vez haya sido aceptado por el Inversionista Operador, aquellas acciones

necesarias para el logro de los objetivos del Contrato que se suscriba con el Inversionista Operador,

incluyendo, pero no limitándose a: (i) la reducción del Honorario Fijo; (ii) al aumento de eficiencia

operativa; (iii) la mejor gestión de recursos; y, (iv) el plazo de Contrato, entre otros.

En caso que no se llegue a un acuerdo entre las Partes dentro de los noventa (90) Días Calendario

indicados en el párrafo anterior, en relación con la definición del nuevo monto del Honorario Fijo

en base a la información proporcionada por el Estudio de Valor Agregado de Distribución, las

Partes considerarán la falta de acuerdo como una diferencia sustancial y lo someterán

directamente a la Sección 4, Arbitraje de la Cláusula Quincuagésima Segunda. Solución de

Controversias del Contrato. El plazo para el proceso arbitral será de noventa (90) días.

104

3.6. Otros Riesgos

En el marco del presente informe, Manitoba Hydro Intermational Ltd., ha preparado un trabajo

sobre el Actual Estado del Arte y sus riesgos asociados en materias de TI. El Informe es el siguiente:

1. TEMA

Revisión de Supervisión de MHI – Análisis y comentarios relacionados a una terminación inminente del Contrato del Operador de EEH (Análisis a Riesgo Máximo).

2. ANTECEDENTES

EEH ha estado bajo contrato como Operador de Distribucion por más de dos años. En este periodo ha introducido nuevas y mejoradas aplicaciones de TI e infraestructura para soportar los procesos de negocios de distribución bajo su responsabilidad como Operador. Algunas de las aplicaciones corporativas criticas de EEH actualmente se operan, se les da mantenimiento y soporte por el personal de EEH. Estas instalaciones están ubicadas en la sala de cómputos de las oficinas principales de EEH.

En el presente informe, MHI está entregando un análisis sobre el impacto que tendría una terminación inminente al Contrato del Operador. Este documento está concentrado en las implicaciones de TI, relacionadas a una posible terminación del Contrato del Operador (Situación de Riesgo Máximo).

3. RESUMEN EJECUTIVO

El área clave de preocupación sobre una terminación inminente del contrato de EEH, es la ruptura y la degradación general del rendimiento de los nuevos procesos del Operador. Esta preocupación se podría concentrar en el rendimiento del Operador respecto a un efectivo servicio al cliente, tales como lectura de medidores, facturación, mantenimiento de distribución y el seguimiento de las mejoras de los procesos de reducción de pérdidas. TI es un actor clave de la efectividad del rendimiento del Operador en la ejecución de los procesos de negocios. Para esta área es necesario considerar los riesgos mitigados para tomar cualquier decisión relacionada con una terminación del Contrato del Operador (EEH).

Los problemas relacionados a la terminación del contrato de EEH son los siguientes:

Problema de TI 1: ENEE podría no ser capaz de operar, mantener y soportar en su mayor parte las aplicaciones y la infraestructura de TI de EEH, actualmente utilizada para soportar los procesos de negocios de distribución.

Problema de TI 2: ENEE podría quedarse sin contratos de mantenimiento para aplicaciones e infraestructura de EEH en materias de TI.

Problema de TI 3: ENEE podría no ser el propietario legal, para utilizar las aplicaciones e infraestructura clave de EEH en materias de TI.

105

Problema de TI 4: ENEE podría no ser considerado como el propietario en las licencias de algunos softwares de aplicaciones de distribución.

Problema de TI 5: Aplicaciones clave de EEH, podrían no estar activamente en operación cuando el contrato se termine.

Problema de TI 6: ENEE podría no tener acceso a muchas herramientas de cómputo que el personal de EEH utiliza para soportar efectivamente los procesos de negocios.

Problema de TI 7: ENEE podría quedar sin aplicaciones de TI para manejo de materiales inventario y almacenamiento, para soportar los procesos de distribución ante una terminación del contrato de EEH.

Problema de TI 8: ENEE podría no beneficiarse de las inversiones realizadas por EEH sobre los continuos proyectos de TI.

La mejor ruta de acción para mitigar los problemas de TI y riesgos definidos en este reporte, sería una previsión de a lo menos 3 a 6 meses de aviso previo sobre la terminación del contrato. Esto le permitiría a la ENEE contar con el tiempo adecuado para elaborar una planificación de toma de control, completar acciones para evitar, o a lo menos minimizar, los posibles efectos negativos de la situación y poder asegurar los fondos presupuestarios requeridos para personal adicional, contratistas, contratos y pagos de proveedores de TI de las inversiones de EEH no reembolsadas a ella ni transferidas a ENEE.

El análisis en detalle en la sección 4, provee de información sobre los Artículos claves, riesgos y análisis de mitigación, relacionados a TI, si el contrato de EEH fuera a terminarse abruptamente (Situación de Máximo Riesgo).

4. DETALLE DE PROBLEMA DE TI, RIESGOS Y MITIGACIONES

Los problemas relacionados con la terminación del contrato de EEH son los siguientes:

Problema de TI 1: ENEE podría no ser capaz de operar, mantener y soportar en su mayor parte las aplicaciones y la infraestructura de TI de EEH, actualmente utilizada para soportar los procesos de negocios de distribución.

Falta de personal calificado de TI en ENEE, acorde a las competencias y preparación requerida, experiencia y habilidad para operar eficientemente, mantener y soportar las aplicaciones corporativas de EEH e infraestructura, actualmente administrada por el personal de EEH.

Estas aplicaciones incluyen:

EnerGIS (Aplicación de mantenimiento de Distribución) Operaciones Tecnicas. SOEEH y Bitácora (Aplicaciones de extensión al Servicio al cliente) Operación, Mantenimiento

y Soporte. SigCOM (Aplicación de Lectura de Medidores) Operaciones Comerciales. Pasarela (Aplicación de Pasarela Bancaria) Operaciones Comerciales.

106

InCMS (Aplicación de Facturación y Servicio al Cliente – mayo 2019) Operaciones Comerciales.

Los factores de riesgo para este problema son los siguientes:

Suspensión de actividades de negocio en servicio al cliente, facturación, recaudo, lectura de

medidores y mantenimiento de Distribución, dado a la inefectividad o la administración retrasada de las aplicaciones de soporte. Como el peor riesgo está el que, si algunas de estas aplicaciones cambien su disponibilidad o no operen, precisamente dado a los problemas de soporte de TI.

Adicionalmente, los costos operativos requeridos para asegurar que las aplicaciones continúen rindiendo eficientemente.

Acciones de mitigación para minimizar los riesgos:

Planificación activa y avanzada por ENEE, incluyendo un plan de acción para identificar y contratar personal de soporte de TI de EEH, que actualmente trabajan en las aplicaciones anteriormente descritas.

Esta planificación incluiría, asegurar la autorización para contratar servicios de TI y/o personal con contrato de trabajo indefinido o a plazo fijo y asegurar compromisos para una provisión de fondos, que permita cubrir el costo operacional inmediatamente, luego de la terminación del Contrato del Operador.


Planificación avanzada y activa por ENEE, para identificar opciones de contrataciones

externas para operaciones, mantenimiento y soporte para estas aplicaciones, como alternativa de la contratación del personal de TI de EEH.

Esta planificación incluiría el asegurar la autorización para adquirir de un mismo proveedor los compromisos para la Provisión de fondos, para cubrir este costo operacional de inmediato, luego de la terminación del contrato con EEH.

Problema de TI 2: ENEE podría quedarse sin contratos de mantenimiento para aplicaciones e infraestructura de EEH en materias de TI.

EEH ha subcontratado algunos Servicios de TI, aplicaciones e infraestructura. Algunos de estos contratos pueden no ser transferibles y podrían requerir de negociaciones adicionales para continuar bajo ENEE.

Estos contratos incluyen:

EnerGIS (Mantenimiento de Distribucion) Mantenimiento y soporte por ELECTROSOFTWARE. IBM 390 CIS (Aplicación de facturación al cliente) Operaciones, mantenimiento y soporte por

GBM. SigCOM (aplicación de lectura de medidores) Mantenimiento y soporte por

ELECTROSOFTWARE.

107

Pasarela (Aplicación de Pasarela Bancaria) Mantenimiento y Soporte por SOLUCIONES GLOBALES.

InCMS (Atención al Cliente y Facturación – mayo 2019) Mantenimiento y Soporte por INDRA. Call Center de Clientes, aplicación, software, infraestructura, operación mantenimiento y

soporte por Impact Marketing. Comunicaciones, a través de diferentes proveedores. Mantenimiento y soporte de computadores (Como se incluye en el contrato de

arrendamiento con varios proveedores)

Factor de riesgo para este tema incluye los siguiente:

Suspensión de actividades de negocio en comunicaciones, networking, servicio al cliente, facturación, recaudo, lectura de medidores y mantenimiento de distribución, dada una inefectiva, retrasada o no existente subcontratación de administración de TI, soportando las aplicaciones previamente indicadas.

Como el peor riesgo está el que algunas de las aplicaciones dejarían de estar disponible o no operarían, precisamente dado los problemas de soporte de TI.

Adicionalmente, los costos operativos para pagar por las subcontrataciones requeridas, para asegurar que las aplicaciones continúen operando eficientemente.


Avanzar en un trabajo a efectuarse por ENEE, para identificar y desarrollar una estrategia

para la pronta toma de control y renegociación con los proveedores subcontratados por EEH en materias de TI.

Esta planificación incluiría el asegurar la autorización para renovar o renegociar las subcontrataciones y asegurar los compromisos para la provisión de fondos, destinados a cubrir este costo operacional operativo, inmediatamente luego de la terminación del contrato con el Operador.

Problema de TI 3: ENEE podría no ser el propietario legal, para utilizar las aplicaciones e infraestructura clave de EEH en materias de TI.

Hay algunas preguntas sobre qué derechos propietarios tendría ENEE sobre las inversiones no reembolsadas a EEH.

EEH ha invertido fondos propios en activos de TI, desarrollados e implementados como

Operador.

En su mayoría, estas inversiones fueron aprobadas para reembolso, según los términos estipulados en el Contrato del Operador.

Algunos de estos activos (Solicitud 2017) han sido aprobados para reembolso, junto con los

activos del 2018, actualmente en proceso de revisión para el reembolso del 2019.

EEH también ha invertido en algunos activos que no califican para reembolso, bajo las disposiciones del Contrato del Operador.

108

Las inversiones mayores de EEH TI hasta la fecha son los siguientes:

EnerGIS (Mantenimiento de Distribucion) – 2017. Aprobación de inversión para reembolso en 2018.

Toma de Control IBM 390 CIS, incluyendo SigCOM (Lectura de Medidor y aplicaciones de facturación de clientes) – 2018 Solicitud de reembolso de inversión en 2019.

ArcView (Aplicación GIS) – 2018 Solicitud de reembolso de inversión en 2019. DigSILENT (Aplicación de Planificación de Distribucion) – 2018 Solicitud de reembolso de

inversión en 2019. SOEEH, Bitácora, Sisgo, SisGC, etc. (Aplicaciones de Extensión CIS) – Desarrollado

internamente por EEH y por ende no califica para reembolso. InCMS (Atención al Cliente y Facturación – mayo 2019) – 2018. En 2019 Inversión todavía en

desarrollo. Mejora de SCADA (Aplicación de control del sistema de redes) – 2018. En 2019 Inversión

todavía en desarrollo. Equipo de Infraestructura de TI (Computadores, servidores, etc.) – No reembolsable.

Factores de riesgo para este problema incluye:

Suspensión masiva de las actividades de negocio, en la mayoría de las áreas de la Compañía,

dados los derechos de propiedad de la EEH sobre los activos de TI no reembolsados. El peor riesgo seria que algunas de estas aplicaciones no sean entregadas a la ENEE, cuando

el Contrato del Operador haya terminado. Costos de capital adicional para pagar los activos de TI reembolsables, que no hayan sido

reembolsados y para poder pagar los activos no reembolsables.


Avanzar el trabajo por parte de ENEE, para identificar y desarrollar una estrategia para la

pronta toma de control sobre los activos no reembolsados a EEH. Esta planificación incluiría autorizaciones para asegurar el compromiso de la provisión de

fondos de capital para pagar a EEH por sus activos de TI no reembolsados, inmediatamente luego de la terminación del Contrato del Operador (o dentro de un marco de tiempo aceptable para todas las partes).

Problema de TI 4: ENEE podría no ser considerado como el propietario en las licencias de algunos softwares de aplicaciones de distribución.

ENEE no tiene licencias para algunos de los software de las aplicaciones de EEH a este momento.

Se realizó la debida diligencia para asegurar que las inversiones de software de EEH, presentadas para reembolso, tengan cláusulas de transferencia que permitan a EEH transferir su propiedad a la ENEE.

Las licencias de software relevantes de EEH, que requerirán de un traspaso a ENEE son las siguientes:

109

EnerGIS (Mantenimiento de Distribucion). SigCOM (Aplicación de Lectura de Medidores). ArcView (Aplicación GIS). DigSILENT (Aplicación de Planificación de Energia).

Los factores de riesgo para este problema incluyen lo siguiente:

ENEE podría enfrentarse a algunos problemas imprevistos sobre derechos de propiedad de

las licencias de EEH en TI, que puedan afectar el uso de las aplicaciones de EEH. Requerimientos de costos de capital adicional, para pagar licencias adicionales, si se

descubriera que ENEE necesitara más usuarios para acceder a las aplicaciones. Costos operativos adicionales para pagar el mantenimiento anual de software.

Acciones de Mitigación para minimizar los riesgos:

Avanzar el Trabajo por ENEE para revisar los contratos de licenciamiento de EEH, para

identificar y documentar los pasos apropiados requeridos para transferir la propiedad legal de las licencias mismas de software.

Esta planificación debería incluir una revisión del costo anual de mantenimiento al software, con el propósito de asegurar fondos operativos adicionales para pagar el costo, a medida que se requiera durante el año fiscal.

Problema de TI 5: Aplicaciones clave de EEH, podrían no estar activamente en operación cuando el contrato se termine.

EEH mantiene muchas de las aplicaciones corporativas en el Centro de Cómputos, localizado en las oficinas principales, que actualmente se rentan.

ENEE tendría que transferir e instalar el hardware, desde el Centro de Cómputos de EEH a las instalaciones de ENEE.

La mayoría de este hardware consiste de servidores utilizados para correr las aplicaciones e información para las aplicaciones corporativas. Las aplicaciones clave que residen en estos servidores son las siguientes:

EnerGIS (Mantenimiento de Distribucion). SigCOM (Aplicación de Lectura de Medidores). SOEEH, Bitácora, etc. (Extensiones de servicio al cliente). ArcView (Aplicación GIS).

Los factores de riesgos para este problema incluyen lo siguiente:

Suspensión de algunos procesos de negocio de distribución, dada la falta de disponibilidad o

desconexión para la transferencia e instalación del equipo desde instalaciones de EEH al Centro de Cómputos de ENEE.

110


Avanzar con el trabajo de ENEE para planificar la transferencia e instalación de la información y los servidores de la aplicación desde instalaciones de EEH a instalaciones de ENEE, para que la falta de disponibilidad de las aplicaciones sea mínima.

Problema de TI 6: ENEE podría no tener acceso a muchas herramientas de cómputo que el personal de EEH utiliza para soportar efectivamente los procesos de negocios.

El personal de EEH usa muchas aplicaciones en computadores, hojas de cálculo, etc., que se han instalado o se han desarrollado en sus computadoras personales para soportar efectivamente los procesos de negocio del Operador.

El Factor de Riesgo para este problema incluye lo siguiente:

Suspensión de actividades de negocio en cuanto a Servicio al Cliente, facturación, recaudo,

lectura de medidores y mantenimiento de distribución dado a que el nuevo Operador no contaría con estas aplicaciones para computadores de EEH, hojas de cálculo y demás, incluso el tener el acceso a estas herramientas. El personal de ENEE podría no estar familiarizado para utilizar esta información eficientemente.

El peor riesgo seria que algunos pasos críticos dentro de procesos clave de negocio, no se podrían efectuar apropiadamente, resultando en serios efectos adversos para el negocio.


Planificación avanzada y activa por parte de ENEE, para identificar estas herramientas y

desarrollar un plan de transferencia de ellas a su personal, a través de un entrenamiento en su uso.

Alternativamente, ENEE podría asegurarse que el personal clave de EEH, que ha desarrollado estas herramientas y está actualmente utilizándolas, sea incluido en la estrategia desarrollada de contratación expresa, bajo la recomendación del “Problema de TI 1” descrito anteriormente.

Problema de TI 7: ENEE podría quedar sin aplicaciones de TI para manejo de materiales inventario y almacenamiento, para soportar los procesos de distribución ante una terminación del contrato de EEH.

ENEE no sería capaz de utilizar los módulos de Logistica de SAP de EEH, dado a que EEH utiliza la funcionalidad de logística dentro de la aplicación SAP para manejo de materiales de Distribucion, inventario y almacenamiento.

Estos módulos también están conectados a algunas de otras aplicaciones para el proceso eficiente de soporte.

EL SAP de EEH no es un activo transferible (o reembolsable), dado a que ENEE tiene su propia aplicación SAP.

Los Factores de Riesgo de este problema incluyen lo siguiente:

111

Dado a que la aplicación SAP de EEH no sería transferible a ENEE bajo el contrato actual, se

produciría una eventual suspensión de las actividades de negocios de Distribucion en Servicio al Cliente y mantenimiento de redes, que se respalda con SAP y sus módulos de manejo de materiales, inventario y almacenamiento.

Costos de capital adicional para pagar por un proyecto de implementación del manejo de materiales en SAP de EEH, Inventario y almacenamiento con su configuración correspondiente hacia la aplicación de SAP de ENEE.

Acciones de Mitigación para minimizar el riesgo:

Trabajo avanzado y activo por parte de ENEE para planificar por:

1) Un acuerdo de corto plazo para incorporar procesos manuales, con el fin de proveer capacidades

de manejo de materiales, inventario y almacenamiento para los procesos de Distribucion y 2) Un plan a largo plazo para la incorporación de la configuración del SAP de EEH hacia una

aplicación SAP de ENEE. Planificación avanzada y activa por parte de ENEE, para identificar los costos requeridos para

el proyecto SAP de manejo de materiales, inventario y almacenamiento. Esta planificación incluiría el asegurar autorizaciones para proceder con este proyecto y

aprobaciones para los fondos requeridos.

Problema de TI 8: ENEE podría no beneficiarse de las inversiones realizadas por EEH sobre los continuos proyectos de TI.

ENEE sería responsable de los costos de proyectos de TI para los proyectos de TI de EEH, que no fueron terminados y por ello, no son capaces de mostrar beneficios operacionales.

Actualmente EEH está financiando proyectos de TI que son clave para lograr las metas contractuales del Operador y que mejoraran la efectividad de los procesos de negocios.

En estos momentos, los dos proyectos de TI más grandes en operación son el proyecto de implementación del InCMS (Programada su puesta en servicio para mayo de 2019) y el proyecto de mejora del Sistema SCADA (Programada su puesta en servicio para fines de 2019).

Estos proyectos se componen de equipos del mismo personal de EEH, consultores independientes y personal de integración. EEH ha invertido fondos en diversos proyectos y la terminación del Contrato del Operador suspendería estos proyectos.

Los Factores de Riesgo para este problema incluyen lo siguiente:

ENEE no sería capaz de completar los proyectos de TI de EEH por falta de fondos. Dada la sustitución de personal del equipo del proyecto y la renegociación de los contratos

con los consultores y otros, que son parte del equipo de integración, ENEE tendría que enfrentar por un tiempo, a costo adicional, el completar estos proyectos de TI de EEH,

112


Trabajo avanzado y activo por parte de ENEE, para revisar los proyectos actuales de TI y desarrollar una estrategia para minimizar los costos adicionales para su finalización.

Una estrategia podría ser negociar un contrato con EEH para completar el proyecto con el equipo actual del proyecto.

Esta planificación debería determinar el costo ya invertido en el proyecto y fondos adicionales requeridos para su finalización, con el objeto de asegurar la disponibilidad de dichos fondos.

5. TABLA DE APLICACIONES CLAVE DE EEH

Aplicación Software & Hardware Comentarios

CIS IBM 390 CIS IBM

Propietario Software - ENEE/EEH Propietario Hardware - ENEE/EEH Ubicación-ENEE Data Center Operación, Soporte, Mantenimiento EEH contrato a GBM

CIS ENEE, tecnología obsoleta y difícil de mantener. EEH ha tomado control de la aplicación y va a soportar la operación hasta que la aplicación InCMS (Versión 2.0) entre en operación en mayo 2019.

CIS InCMS (version 2.4) (INDRA)

Propietario Software-ENEE Propietario Hardware-EEH Ubicación-EEH Data Center Operación–EEH, Soporte y Mantenimiento -INDRA

EEH está a pronto de completar el proyecto de reimplantación para desarrollar la implementación del InCMS (Versión 2.0). EEH tiene una Fecha meta de mayo 2019 para entrar a producción con la aplicación.

BITACORA, SOEEH, SISGO, SISGC (EEH)

Propietario Software-EEH Propietario Hardware-EEH Ubicación- EEH Cuarto de Computo Operación, Soporte, Mantenimiento - EEH

EEH ha desarrollado aplicaciones CIS de soporte para proveer funcionalidades de servicio al cliente, que el IBM 390 no provee. BITACORA es una extensión de servicio CIS, SOEEH es una extensión CIS con base web y SISGO y SISGC son extensiones de facturación.

Pasarela Bancaria

Propietario Software -SAS Propietario Hardware-SAS Ubicación-N/A Operación, Soporte, Mantenimiento- Soluciones Globales

EEH usa una Pasarela Bancaria desarrollada por Soluciones Globales para migrar pagos de clientes al IBM390 (En mayo 2019 se hará al InCMS). EEH tiene un contrato con SAS para soportar esta aplicación.

SigCOM (ELECTROSOFTWARE)

Propietario Software–EEH Propietario Hardware – EEH Ubicación- EEH Centro de Cómputos Operación, Soporte, Mantenimiento - ELECTROSOFTWARE

EEH contrato a ELECTROSOFTWARE para configurar la aplicación SigCOM como la aplicación de lectura de medidores de EEH. La nueva aplicación entró en producción en Mayo 2018.

113


Mantenimiento de Red, EnerGIS (ELECTROSOFTWARE)

Propietario Software-EEH Propietario Hardware-EEH Ubicación-EEH computer room Operación, Soporte, Mantenimiento - ELECTROSOFTWARE

EEH tiene un acuerdo de 7 años para subcontratar a ELECTROSOFTWARE y que opera, mantenga y soporte sus aplicaciones e infraestructura.

GIS ArcGIS (Esri)

Propietario Software-EEH Propietario Hardware-EEH Ubicación-EEH Cuarto de Computo Operación, Soporte, Mantenimiento - EEH

EEH usa el software como su aplicación base de mapa GIS.

Planificación de Energia DigSILENT

Propietario Software – EEH (Software de computador) Operación, Soporte, Mantenimiento – EEH

EEH ha comprado recientemente 13 licencias de usuario (2 Prestadas a la ENEE) para planificación de distribución de electricidad.

SCADA (Sherpa)

Propietario Software-ENEE/EEH Propietario Hardware-ENEE/EEH Ubicación-ENEE Operación, Soporte, Mantenimiento - ENEE

Aplicación heredada de la ENEE. Proyecto de actualización/mejora a la aplicación actual de SCADA, actualmente en progreso y programada a completarse a mediados de 2019.

ERP Finanzas, HR, Payroll, Logistics, FICA (SAP)

Propietario Software-EEH Propietario Hardware-EEH Ubicación-EEH Centro de Cómputos Ent. - Sol Operación, Soporte, Mantenimiento - DP

EEH compro licencias SAP y movió la infraestructura de hardware al cuarto de cómputo de las oficinas principales en diciembre, 2018. DP Enterprise Solutions solo mantiene y da soporte a esta aplicación.

Aplicación de Servicio al Cliente – Call Center

Propietario Software-IM Propietario Hardware-IM Ubicación-IM DC Operación, Soporte, Mantenimiento- Impact Marketing

EEH acordó un Servicio de outsourcing con Impact Marketing para rentar, operar, mantener y soportar esta aplicación e infraestructura. Las actividades del Call Center actual también son a través de Impact Marketing.

Portal Corporativo Externo de EEH

Propietario Software-EEH Propietario Hardware-EEH Ubicación-EEH Data Center Operación, Soporte, Mantenimiento - EEH

Esta aplicación es propiedad y es soportada por EEH.

114


Telemedición

Propietario Software-EEH Propietario Hardware-EEH Ubicación-EEH/ENEE DC Operación, Soporte, Mantenimiento - EEH

Las aplicaciones Landis y sus servidores están ubicados en la ENEE D/C y los soporta la ENEE el resto están ubicadas en EEH D/C y los soporta la EEH.

6. ANEXOS CERTIFICACIONES En archivos adjuntos se incluyen las siguientes certificaciones e informes de MHI:

Primer Año de Operaciones

Segundo Año de Operaciones

9.4. Honorario de Éxito por Recuperacion de Mora

Con fecha 30 de diciembre de 2018, mediante carta EEH-GG-2018-01-549, el Gerente General de EEH

presentó a MHI su “Solicitud Honorario de Éxito por Recuperación de la Mora”, correspondiente al

Segundo Año de Operaciones, adjuntando un Informe para el Reconocimiento y Pago del Honorario

de Éxito por Reducción de la Mora por un total de HNL L. 145,161,437.29 (ciento cuarenta y cinco

millones, ciento sesenta y un mil cuatrocientos treinta y siete Lempiras con 29/100), equivalente a

US$ 5,929,190 valorizado el dólar americano en 24.2325 lempiras por dólar al 30/12/2018.

Durante el mes de enero de 2019, el Consultor en Materias Comerciales de MHI, Ing. Jose Leon, inicio

los análisis correspondientes y a recabar la información necesaria.

En reunión de Comité de Coordinación Nº 20, celebrada el 7 de marzo de 2019, del Consultor de MHI

en Materias Comerciales MHI explicó que, si bien existe a noviembre 2017 un saldo en las carteras

115

cobrable y no cobrable, para el 2018, estos clientes pueden ser redistribuidos en función de cómo se

comportó esta cartera de clientes, es decir, si pagaron o no entre diciembre de 2016 y noviembre de

2017.

Según lo definido en Línea Base, cada año se deberá encasillar los clientes en carteras cobrables y no

cobrables, dependiendo si pagaron o no el año inmediatamente anterior al de operaciones en

análisis.

Al cierre del presente Informe, el análisis del Ing. José León muestra que faltando aun por traspasar

clientes incobrables del año 2017 a cobrables del año 2018 y viceversa, aun no se ha podido

determinar que el Índice de la Efectividad en el Control de la Mora (ECM) se encuentre en un valor

igual o inferior al 16%, como lo establece para este caso el Contrato, lo que, si ocurriera, significaría

un Honorario de Éxito de aproximadamente 1.27 MMUS$.

9.5. Procesos de Compras Oficio SAPP-120-2019

INFORME ESPECIAL – REVISION DE LOS PROCESOS DE COMPRA DE EEH - NO PRESENTADOS OPORTUNAMENTE AL COMITÉ TECNICO - APLICANDO LA RECOMENDACIÓN DEL OFICIO SAPP-120-2019

A continuación, se transcriben las conclusiones de MHI entregadas al Comité Tecnico en la Sesión Nº

94, celebrada los días 8 y 9 de abril de 2019. El Informe de MHI se refiere a lo dispuesto en Oficio

SAPP-120-2019 de fecha 12 de febrero de 2019, mediante el cual la Superintendencia de Alianza

Público Privada (SAPP) dio respuesta al Oficio FI-573-2018.

En Sesión de Comité Técnico Nº 83, celebrada el 30 de agosto de 2018, el Gerente General de EEH

solicitó la aprobación de 51 procesos de compra de bienes y servicios, correspondientes a la gestión

del año 2018. En esta reunión, los miembros del Comité Técnico acordaron que MHI revise esta

presentación e informe al Comité Técnico para su aprobación.

Posteriormente, en Sesión de Comité Técnico Nº 85, celebrada el 25 de octubre de 2018, MHI

presentó al Comité Técnico el Informe Especial Nº MHI - 2018 – 060, denominado “Informe de

Análisis de Procesos de Compra de Bienes y Servicios, Relacionados con el Presupuesto de Arrastre

de Inversiones del Primer Año de Operaciones y Segundo Año de Operaciones de EEH”.

Luego de recibido el Informe Especial Nº MHI - 2018 – 060, el Comité Técnico solicitó al Supervisor

preparar otro informe de detalle de los procesos de compra efectuados por EEH, que se encontraran

sin aprobación previa del Comité Técnico para las compras directas o, para el caso de los procesos de

licitación, sin autorización previa del mismo Comité para contratar la compra al proveedor

recomendado por el Comité de Compras de EEH. Adicionalmente, por tratarse de unos

incumplimientos al Reglamento de Compras, el Comité Técnico determinó que el referido informe

fuera presentado a la Superintendencia de Alianza Publico Privada (SAPP) para su consideración y

resolución.

116

Posteriormente, mediante Oficio FI-573-2018El de FICOHSA, suscrito por del Secretario del Comité

Técnico, el Informe Especial Nº MHI-2018-071, denominado Informe a SAPP – Procesos de Compra

de Bienes y Servicios de EEH no presentados al Comité Técnico del Fideicomiso, fue enviado a SAPP.

En fecha 12 de febrero de 2019, mediante Oficio SAPP-120-2019, la Superintendencia dio respuesta

al Oficio FI-573-2018, realizando recomendaciones para el tratamiento a los procesos efectuados

mediante Licitación y para los procesos de Compra Directa.

En Sesión Nº 93 del Comité Técnico del Fideicomiso, efectuada los días 14 y 15 de marzo de 2019, el

Comité Técnico emitió la siguiente resolución:

“El Supervisor (MHI) presentará en un plazo de una semana un informe respecto de los Procesos de

20 compras indirectas y 12 compras directas, tomando como referencia el Oficio SAPP-120-2019;

adicionalmente, EEH deberá presentar los respaldos correspondientes de las 12 compras directas.

Asimismo, se realizará dictamen legal contundente y vinculante por parte de la Abogada Carolina

Aguirre, quien trabajará junto con el Supervisor (MHI)”.

El presente informe tiene por objeto cumplir con lo dispuesto por el Comité Tecnico en cuanto a lo

descrito precedentemente.

COMPRAS CON PROCESOS DE LICITACIÓN QUE NO FUERON PRESENTADAS AL CT

No Año Item

Presupuesto Descripcion Presupuesto

Compra Directa o Licitación

Proceso Descripción Proceso Monto US$

1 2018 16 Remodelación y ampliación del sistema SCADA

Licitación EEH-GD-2017-06-064

Modernización y ampliación SCADA-DMS Distribución Honduras

5,675,242

2 2018 9

Medición convencional para la optimización del ciclo comercial

Licitación EEH-GE-2018-02-082

Suministro De Productos Para Medida Directa

2,011,928

3 2018 9



Suministros de Sellos para Normalización de Medida Directa

73,620

4 2018 9



Suministro de materiales para normalización de medida directa, grupo No. 2

1,135,161

10

Proyectos de protección y remodelación de redes en baja tensión


Suministro de materiales para normalización de medida directa, grupo No. 2

339,074

5 2018 9


Licitación EEH-GE-2018-02-

083

Suministros de Materiales para normalización de medida directa

1,057,386

117

No Año Item




10


Licitación EEH-GE-2018-02-

083

Suministros de Materiales para normalización de medida directa

29,535

6 2018 1 Medición en fronteras de entradas de subestaciones


Suministro de Medidores para Normalización de Medida Directa

320,760

2018 7

Instalación medición AMI usuario con corriente > 100 A (Inicia proyecto AMI)



756,000

2018 9




2,923,300

7 2018 10



Suministro Postes de Concreto para Normalización de Medida Directa

276,629

8 2018 4

Medición y normalización de clientes medida semidirecta


Suministro De Cables Para Normalización De Medida Directa

486,829

9




699,756

10




318,922

9 2018 1 Medición en fronteras de entradas de subestaciones


Suministros De Armarios Cableados

360,076

10 2018 17

Equipo Telegestionado de protección y seccionamiento en media tensión


Instalación, Prueba Y Puesta En Marcha De 50 Reconectores En 13.8 Kv Y 34.5 Kv A Nivel Nacional,

205,061

11 2018 17



Suministro De Restauradores e Interruptores En Vacío 13.8kV Y 34.5kV (302 equipos)

2,935,257

12 2018 17



Suministro de Interruptores 34.5KV Y 13.8KV

258,960

118

No Año Item




13 2018 17



Suministro de Equipos de Comunicación para Telegestión con Redundancia en la Red de Distribución.

422,147

14 2018 17



Accesorios complementarios para instalación de 302 Equipos de Protección y Seccionamiento

367,742

15 2017 17



Mano de Obra para Inst 30 Interr (15 ENERCOM + 15 PyD)

207,476

16 2018 15 Marcación de Postería de la Red de Distribución


Suministro De Placas De Poliéster Isofaltico Para La Marcación de Postes Eléctricos

1,839,853

17 2018 11

Reducción de Pérdidas Técnicas en la Red de Distribución (Proyectos)


Construcción Y Engrosamiento de Línea Primaria Para Enlace De Circuitos (Repotenciación de red de Distribución para Reducción de Pérdidas técnicas)

404,779

18 2018 11



Repotenciación de red de Distribución para Reducción de Pérdidas técnicas

213,151

19 2018 11



REPOTENCIACION DE RED DE DISTRIBUCION PARA REDUCCION DE PERDIDAS TECNICAS CIRCUITOS L363, L384, L227, L256

368,736

20 2017 6

Instalación medición AMI usuario con corriente < 100 A (Inicia proyecto AMI)


Supervisión de obras y servicios contratado por Empres Energia Honduras s.a de c.v para la normalización de clientes con medida directa, semidirecta e indirecta

616,375

7

Instalación medición AMI usuario con corriente > 100 A (Inicia proyecto AMI)



616,375

8

Rehabilitación del proyecto medición AMI ENEE > 100 A (Inicia proyecto AMI)



616,375

9

Instalación medición convencional (Continua Instalación medición focalizada)


Supervisión de obras y servicios contratado por Empres Energia Honduras s.a de c.v para la normalización de clientes con

1,849,124

119

No Año Item




medida directa, semidirecta e indirecta

VALORES TOTALES 27,385,627

Proceso EEH-GD-2017-06-064, “Modernización y Ampliación SCADA-DMS Distribución Honduras” Conclusión Nª 1 de MHI MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GD-2017-06-064 - “Modernización y Ampliación SCADA-DMS Distribución Honduras”, por lo tanto, se concluye que el Proceso ha sido adjudicado a la Mejor Oferta Económica resultante de un proceso de licitación abierto, realizándose un análisis previo y sustentado de las tres (3) ofertas inicialmente presentadas.

Proceso EEH-GE-2018-02-082 “Suministro de Productos para Medida Directa”

Conclusión Nº 2 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GE-2018-02-082 “Suministro de

Productos para Medida Directa”, por lo tanto, se concluye que el Proceso ha sido adjudicado a la

Mejor Oferta Económica resultante de un proceso de licitación abierto, realizándose un análisis previo

y sustentado de las cinco (5) ofertas inicialmente presentadas.

Proceso EEH-GE-2018-03-089 “Suministro de Sellos para Medida Directa”


MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GE-2018-03-089 “Suministro de Sellos

para Medida Directa”, por lo tanto, se concluye que el Proceso ha sido adjudicado a las Mejores

Ofertas Económicas resultantes de un proceso de licitación abierto, realizándose un análisis previo y

sustentado de las cinco (5) ofertas inicialmente presentadas.

120

Proceso EEH-GE-2018-03-087 “Suministro de Materiales para Normalización de Medida Directa, Grupo No. 2”


MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GE-2018-03-087 “Suministro de

Materiales para Normalización de Medida Directa, Grupo No. 2”, por lo tanto, se concluye que el

Proceso ha sido adjudicado a las Mejores Ofertas Económicas resultantes de un proceso de licitación

abierto, realizándose un análisis previo y sustentado de las seis (6) ofertas inicialmente presentadas.

Se hace notar que, si bien es cierto, las cantidades inicialmente solicitadas fueron modificadas, no es

menos cierto que los precios unitarios para cada ítem se obtuvieron de las ofertas vigentes.

Proceso EEH-GE-2018-02-083 “Suministros de Materiales para Normalización de Medida Directa” Conclusión Nº 5 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GE-2018-02-083 “Suministros de

Materiales para Normalización de Medida Directa”, por lo tanto, se concluye que el Proceso ha sido

adjudicado a las Mejores Ofertas Económicas resultantes de un proceso de licitación abierto,

realizándose un análisis previo y sustentado de las seis (6) ofertas inicialmente presentadas.

Proceso EEH-GE-2018-03-088 “Suministro de Medidores para Normalización de Medida Directa” Conclusión Nº 6 de MHI


Materiales para Normalización de Medida directa”, por lo tanto, se concluye que el Proceso ha sido


realizándose un análisis previo y sustentado de las siete (7) ofertas inicialmente presentadas.

Observación: El cambio tecnológico se negoció sólo con el proveedor del menor precio.

Proceso EEH-GE-2018-03-090 “Suministro de Postes para Normalización de Medida Directa” Conclusión Nº 7 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GE-2018-03-090 “SUMINISTRO DE

POSTES PARA NORMALIZACIÓN DE MEDIDA DIRECTA”, por lo tanto, se concluye que el Proceso ha

121

sido adjudicado a la Mejor Oferta Económica resultante de un proceso de licitación abierto,

realizándose un análisis previo y sustentado de las seis (6) ofertas inicialmente presentadas.

Proceso EEH-GE-2018-03-086 “Suministros de Cables para la Normalización de Medida Directa” Conclusión Nº 8 de MHI


Materiales para Normalización de Medida Directa”, por lo tanto, se concluye que el Proceso ha sido


realizándose un análisis previo y sustentado de las siete (7) ofertas inicialmente presentadas.

Proceso EEH-GE-2018-03-091 “Suministro de Armario Cableado para Normalización de Medida Directa” Conclusión Nº 9 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GE-2018-03-091 “SUMINISTRO DE

ARMARIO CABLEADO PARA NORMALIZACIÓN DE MEDIDA DIRECTA”, por lo tanto, se concluye que el

Proceso ha sido adjudicado a la Mejor Oferta Económica resultante de un proceso de licitación abierto,

realizándose un análisis previo y sustentado de las tres (3) ofertas inicialmente presentadas.

Proceso EEH-GD-2018-01-080 “Instalación, Prueba y Puesta en marcha de 50 Reconectadores en 13.8 kV Y 34.5 kV a Nivel Nacional” Conclusión Nº 10 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GE-2018-01-090 “INSTALACIÓN,

PRUEBA Y PUESTA EN MARCHA DE 50 RECONECTORES EN 13.8 KV Y 34.5 A NIVEL NACIONAL”, por lo

tanto, se concluye que el Proceso ha sido adjudicado a la Mejor Oferta Económica resultante de un

proceso de licitación abierto, realizándose un análisis previo y sustentado de las cinco (5) ofertas

inicialmente presentadas.

122

Proceso EEH-GD-2018-03-095 “Suministro de Restauradores e Interruptores en Vacío 13.8 kV Y 34.5 kV (302 equipos)” Conclusión Nº 11 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GD-2018-03-095 “SUMINISTRO DE

RESTAURADORES E INTERRUPTORES EN VACÍO 13.8 kV Y 34.5 kV”, por lo tanto, se concluye que el

Proceso ha sido adjudicado a las Mejores Ofertas Económicas resultantes de un proceso de licitación

abierto, realizándose un análisis previo y sustentado de las doce (12) ofertas inicialmente

presentadas.

Proceso EEH-GD-2018-03-094 “Suministros Interruptores 34.5 kV y 13.8 kV”


MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GD-2018-03-094 “SUMINISTROS

INTERRUPTORES 34.5 kV Y 13.8 kV”, por lo tanto, se concluye que el Proceso ha sido adjudicado a las

Mejores Ofertas Económicas resultantes de un proceso de licitación abierto, realizándose un análisis

previo y sustentado de las seis (6) ofertas inicialmente presentadas.

Proceso EEH-GD-2018-03-097 “Suministros de Equipos de Comunicación para Telegestión con redundancia en la Red de Distribución” Conclusión Nº 13 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GD-2018-03-097 “SUMINISTROS DE

EQUIPOS DE COMUNICACIÓN PARA TELEGESTION CON REDUNDANCIA EN LA RED DE DISTRIBUCION”,

por lo tanto, se concluye que el Proceso ha sido adjudicado a las Mejores Ofertas Económicas

resultantes de un proceso de licitación abierto, realizándose un análisis previo y sustentado de las

ocho (8) ofertas inicialmente presentadas.

Al no contar EEH con un Contrato Firmado, este Proceso de Compra no ha incumplido el Reglamento

de Compras, por lo que se recomienda al Comité Técnico autorizar la Adjudicación para que EEH

continúe con la Firma de Contrato.

123

Proceso EEH-GD-2018-05-099 “Suministros de Accesorios Complementarios para Montaje de Equipos de Restauradores e Interruptores en Vacío” Conclusión Nº 14 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GD-2018-05-099 “SUMINISTROS DE

ACCESORIOS COMPLEMENTARIOS PARA EL MONTAJE DE EQUIPOS DE RESTAURADORES E

INTERRUPTORES EN VACIO”, por lo tanto, se concluye que el Proceso ha sido adjudicado a las Mejores

Ofertas Económicas resultantes de un proceso de licitación abierto, realizándose un análisis previo,

sustentado de las seis (6) ofertas inicialmente presentadas.

Proceso EEH-GD-2017-07-068 “Contratación de Servicio de Mano de Obra para Instalación de Interruptores” Conclusión Nº 15 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GD-2017-07-068 “CONTRATACIÓN DE

SERVICIO DE MANO DE OBRA PARA INSTALACIÓN DE INTERRUPTORES”, por lo tanto, se concluye que

el Proceso ha sido adjudicado a las Mejores Ofertas Económicas resultantes de un proceso de licitación

abierto, realizándose un análisis previo, sustentado de las dos (2) ofertas inicialmente presentadas.

Observación: Este proceso entra en las excepciones previstas en el Reglamento de Compras para los

procesos donde no se puede obtener un mínimo de tres cotizaciones.

Específicamente, el Reglamento de Compras en su ARTÍCULO 7 denominado DEFINICIONES Y

CRITERIOS, letra a, que establece que “Toda compra que realice EEH deberá efectuarse de acuerdo a

Tres Ofertas Económicas, caso contrario se deberá someter a consideración del Comité Técnico del

Fideicomiso, bajo la condición que no existe la cantidad de proveedores para los materiales, servicios

y/o equipos requeridos, o que existiendo, hayan desistido de participar en el proceso y/o no estén en

condiciones de cumplir con los plazos de entrega exigidos en el proceso de compra”.

Proceso EEH-GD-2018-03-096 “Suministro de Placas de Poliéster Isofáltico para Marcación de Postes Eléctricos” Conclusión Nº 16 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GD-2018-03-096 “SUMINISTRO DE

PLACAS DE POLIESTER ISOFALTICO PARA LA MARCACION DE POSTES ELÉCTRICOS”, por lo tanto, se

concluye que el Proceso ha sido adjudicado a la Mejor Oferta Económica resultante de un proceso de

licitación abierto, realizándose un análisis previo, sustentado de las tres (3) ofertas inicialmente

presentadas.

124

Observación: La decisión de negociar en segunda ronda con los proveedores que no cumplen con

condiciones financieras o legales las toma el Comité Evaluador.

Proceso EEH-GD-2018-03-085 “Construcción y Engrosamiento de Línea Primaria para Enlace de Circuitos” Conclusión Nº 17 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GD-2018-03-085 “CONSTRUCCION Y

ENGROSAMIENTO DE LINEA PRIMARIA PARA ENLACE DE CIRCUITOS”, por lo tanto, se concluye que el

Proceso ha sido adjudicado a la Mejor Oferta Económica resultante de un proceso de licitación abierto,

realizándose un análisis previo, sustentado de las cuatro (4) ofertas inicialmente presentadas.

Proceso EEH-GD-2018-05-100 “Repotenciación de Red de Distribución para Reducción de Pérdidas Técnicas” Conclusión Nº 18 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GE-2018-05-100 “REPOTENCIACION

DE RED DE DISTRIBUCION PARA REDUCCION DE PERDIDAS TECNICAS”, por lo tanto, se concluye que

el Proceso ha sido adjudicado a la Propuesta más conveniente resultante de un proceso de licitación

abierto, realizando un análisis previo y sustentado de las cuatro (4) ofertas inicialmente presentadas.

Proceso EEH-GD-2018-07-102 “Repotenciación de Red de Distribución para Reducción de Pérdidas Técnicas Circuitos L363, L384, L227, L256” Conclusión Nº 19 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GD-2018-07-102 “REPOTENCIACION

DE RED DE DISTRIBUCION PARA REDUCCION DE PERDIDAS TECNICAS CIRCUITOS L363, L384, L227,

L256”, por lo tanto, se concluye que el Proceso ha sido adjudicado a la Mejor Oferta Económica

resultante de un proceso de licitación abierto, realizándose un análisis previo, sustentado de las cuatro

(4) ofertas inicialmente presentadas.

125

Proceso EEH-GE-2017-09-072 “Supervisión de Obras y Servicios contratado por Empresa Energía Honduras S.A. de C.V. para la Normalización de Clientes con Medida Directa, Semidirecta e Indirecta” Conclusión Nº 20 de MHI

MHI ha revisado la Documentación del Proceso de Compra EEH-GE-2017-09-072 “SUPERVISION DE

OBRAS Y SERVICIOS CONTRATADO POR EMPRESA ENERGIA HONDURAS S.A DE C.V PARA LA

NORMALIZACION DE CLIENTES CON MEDIDA DIRECTA, SEMIDIRECTA E INDIRECTA”, por lo tanto, se

concluye que el Proceso ha sido adjudicado a la Mejor Oferta Económica resultante de un proceso de

licitación abierto, realizándose un análisis previo, sustentado de las cuatro (4) ofertas inicialmente

presentadas.

Al no contar EEH con un Contrato Firmado, este Proceso de Compra no ha incumplido el Reglamento

de Compras, por lo que se recomienda al Comité Técnico Autorizar la Adjudicación para que EEH

continúe con la Firma de Contrato.

COMPRAS DIRECTAS QUE NO FUERON PRESENTADAS AL CT

No Año Item Pres.

Descripcion Presupuesto


Proceso Descripción Proceso Monto

US$

1 2018 19

Licencias Digsilent, ArcGis

y módulos complementarios

Compra Directa por Aprobar en CT

Invitación Directa

Adquisición de Licencias Arcgis 123,836

2 2018 19




Invitación Directa

Adquisición de complementos Licencias Arcgis

81,217

3 2018 19




Invitación Directa

Compra software Digsilent 35,317

4 2018 Arrastre año 1

InCms


EEH-GC-2017-12-077

Servicios de Consultoría en la Dirección, Integración y Seguimiento A los Planes para puesta en Operación de los procesos Comerciales- Fase 2

556,061


InCms


EEH-GC-2017-12-076

Servicios de Consultoría en la Dirección, Integración Y Seguimiento a los Planes para puesta en Operación de los Procesos Comerciales- Fase 1

168,608


InCms


Interventoria para la Implementación del Sistema comercial EEH

396,000


InCms Compra Directa por

Impresoras Móviles para Facturación en Sitio

318,800

126

No Año Item Pres.

Descripcion Presupuesto


Proceso Descripción Proceso Monto

US$

Aprobar en CT


InCms


WM Computadoras (40 Impresoras Zabra)

29,027


InCms


EEH-GC-2017-12-171

Pasarela Bancaria 154,400


InCms


Consultoría para realizar la gerencia al proyecto de implementación del INCMS en las fases 2 y 3

150,000


InCms


Terminales Portátiles Móviles y Aplicativo para Facturación en Sitio

676,052

12 2017 6

Instalación medición AMI

usuario con corriente < 100 A (Inicia proyecto

AMI)


4700003128 250 medidores 16s DEICOM 32,583

7

Instalación medición AMI

usuario con corriente > 100 A (Inicia proyecto

AMI)



8

Rehabilitación del proyecto

medición AMI ENEE > 100 A

(Inicia proyecto AMI)



VALORES TOTALES 2,787,067

Compra Directa “Adquisición de Licencias ArcGIS” - US$ 123,836

Conclusión Compras Directas Nº 1 de MHI

MHI ha revisado la Documentación de esta Compra Directa, denominada “Adquisición Licencias ArcGIS”,

por lo tanto, se concluye que el Software ArcGIS es especializado y específico para el aprovechamiento del

Sistema EnerGIS, software que actualmente está siendo utilizado en las tareas operativas de EEH.

Adicionalmente, la Compra Directa se realizó a la empresa que ofreció la mejor oferta económica.

127

Observación: Se hizo una cotización a dos proveedores, eligiendo el de Mejor Oferta Económica.

Compra Directa “Adquisición de Complementos Licencias ArcGIS” - US$ 81,217


MHI ha revisado la Documentación de esta Compra Directa “Adquisición de Complementos Licencias

ArcGIS”, por lo tanto, se concluye que el Software ArcGIS es especializado y específico para el

aprovechamiento del Sistema EnerGIS que actualmente está siendo utilizado en las tareas operativas de

EEH.

Adicionalmente, la Compra Directa complementa a los usos y aplicaciones indicadas en la Compra Inicial.

Observación: Se hizo una compra directa, derivada de la anterior, a la misma Casa del software para hacer

compatible el software de ENEE con el de EEH.

Compra Directa “Compra software Digsilent” - US$ 35,317


MHI ha revisado la Documentación de esta Compra Directa “Compra software Digsilent”, por lo tanto, se

concluye que el Software DigSILENT es especializado y específico tanto para ENEE como para EEH. Ambas

empresas actualmente lo están utilizando en sus tareas operativas.

Adicionalmente, la Compra Directa se realizó a un Proveedor Único.

Observación: ENEE para sus tareas de análisis de sistemas eléctricos usa DigSILENT, lo que obliga a EEH a

usar el mismo producto.

Compra Directa “Servicios de Consultoría en la Dirección, Integración y Seguimiento a los Planes para Puesta en Operación de los Procesos Comerciales- Fase 2” - US$ 556,061 Conclusión Compras Directas Nº 4 de MHI

MHI ha revisado la Documentación de esta Compra Directa ““Servicios de Consultoría en la Dirección,

Integración y Seguimiento a los Planes para Puesta en Operación de los Procesos Comerciales- Fase 2”, por

lo tanto, se concluye que estos Servicios de Consultoría están asociados a un Proveedor Único del InCMS

versión 2.0, que es INDRA.

INDRA es el desarrollador del sistema SGC de InCMS y es la empresa dueña de los programas fuentes, por

lo tanto, cualquier ampliación o modificación de módulos se debe comprar a INDRA.

128

Compra Directa “Servicios de Consultoría en la Dirección, Integración Y Seguimiento a los Planes para puesta en Operación de los Procesos Comerciales- Fase 1” - US$ 168,608 Conclusión Compras Directas Nº 5 de MHI

MHI ha revisado la Documentación de esta Compra Directa “Servicios de Consultoría en la Dirección,

Integración Y Seguimiento a los Planes para puesta en Operación de los Procesos Comerciales- Fase 1”,

por lo tanto, se concluye que estos Servicios de Consultoría están asociados a un Proveedor Único del

InCMS versión 2.0, que es INDRA.

INDRA es el desarrollador del sistema SGC de InCMS y es la empresa dueña de los programas fuentes, por

lo tanto, cualquier ampliación o modificación de módulos se debe comprar a INDRA.

Compra Directa “Interventoria para la Implementación del Sistema comercial EEH” - US$ 396,000


MHI ha revisado la Documentación de esta Compra Directa “Interventoria para la Implementación del

Sistema comercial EEH”, que respalda lo indicado por EEH, en el sentido que Soluciones Globales es una

empresa experta en TI, que trabajó en el primer intento de implantación del InCMS a fines de 2016,

adquiriendo el expertise necesario, lo que le permite resolver los problemas que se encuentran en el

segundo programa de implantación del InCMS durante 2018 y 2019.

Se trata de un proveedor que su expertise lo transforma en una pieza clave de este proceso, por lo tanto,

se recomienda reconocer su costo.

Compra Directa “Impresoras Móviles para Facturación en Sitio” - US$ 318,800 Conclusión Compra Directa Nº 7 de MHI:

MHI ha revisado la Documentación de esta Compra Directa “Impresoras Móviles para Facturación en

Sitio”, que respalda lo indicado por EEH, por lo tanto, se concluye que la aplicación tecnológica y los

tiempos de entrega ofertados por el proveedor, lo hacen ser considerado Proveedor Único.

129

Compra Directa “WM Computadoras (40 Impresoras Zabra)” - US$ 29,027 Conclusión Compra Directa Nº 8 de MHI:

MHI ha revisado la Documentación de esta Compra Directa “WM Computadoras (40 Impresoras Zabra)”,

que respalda lo indicado por EEH, por lo tanto, se concluye que la aplicación tecnológica y los tiempos de

entrega ofertados por el proveedor, lo hacen ser considerado Proveedor Único.

Compra Directa “Pasarela Bancaria” - US$ 154,400


MHI ha revisado la Documentación de esta Compra Directa “Pasarela Bancaria” que respalda lo indicado

por EEH, por lo tanto, se concluye que estos Servicios de Consultoría en TI han permitido resolver el

problema generado por EC cuando se separó de la sociedad con EEH.

Actualmente este sistema es un elemento clave para la operación comercial de EEH.

Compra Directa “Consultoría para realizar la gerencia al proyecto de implementación del INCMS en las fases 2 y 3” - US$ 150,000

Conclusión Compra Directa Nº 10 de MHI

MHI ha revisado la Documentación de esta Compra Directa “Consultoría para realizar la gerencia al

proyecto de implementación del InCMS en las fases 2 y 3”, por lo tanto, se concluye que estos Servicios de

Consultoría no se tratan de un servicio que tenga un proveedor único en el mercado.

Por otra parte, el detalle de la justificación entregada por EEH, corresponde a las funciones del

Administrador Usuario del proyecto InCMS que debe ser un ejecutivo de la compañía pagado por el Fee

del Operador.

Compra Directa “Terminales Portátiles Móviles y Aplicativo para Facturación en Sitio” - US$ 676,052 Conclusión Compra Directa Nº 11 de MHI

MHI ha revisado la Documentación de esta Compra Directa “Terminales Portátiles Móviles y Aplicativo

para Facturación en Sitio”, que respalda lo indicado por EEH, por lo tanto, se concluye que la adquisición

de estos equipos, por el uso tecnológico y su integración al InCMS, puede ser considerada como a un

Proveedor Único, condicionada a que las licencias de uso y de desarrollo, más los terminales portátiles,

posean licencias indefinidas y garantizadas para ENEE, ante un eventual término anticipado de contrato o

al término de los 7 años de operación.

130

Compra Directa “250 medidores 16s DEICOM” - US$ 97,750

Conclusión Compra Directa Nº 12 de MHI

MHI ha revisado la Documentación de esta Compra Directa “250 medidores 16s DEICOM”, concluyendo

que EEH deberá demostrar que estos 250 medidores 16s fueron adquiridos al menor precio de mercado.

9.6. Procesos de Compras Tercer Año de Operaciones

En Sesión Nº 93 del Comité Técnico del Fideicomiso de ENEE, el Gerente General de EEH solicitó la

aprobación de Adjudicación de los siguientes Procesos de Compra del Tercer Año de Operación.

MHI ha procedido a revisar los 10 procesos de compra, los cuales ha clasificado en cuatro grupos, a saber:

a) Procesos de Compra aprobados por el Comité Tecnico

Los Procesos de Compra Nº 3, 4 y 10 corresponden a compras ya revisadas por MHI y aprobadas

por el Comité Técnico.

b) Procesos de Compra con Licitación, solicitando la autorización del CT para su adjudicación.

En este informe se procederá a verificar la documentación que respalda los procesos de Compra

Nº 5, 7, 8 y 9 que corresponden a:

131

EEH-TI-2018-06-101 “Adquisición de Software de Arquitectura Tecnológica para Data Center”

EEH-GD-2018-08-103 “Marcación de Postería de la Red de Distribución”

EEH-GD-2018-08-106 “Repotenciación de Red de Distribución para Reducción de Pérdidas

Técnicas Circuitos IV”

EEH-GD-2018-09-107 “Remodelación de Redes de Media Tensión Subestación Suyapa

c) Procesos de Compra efectuados con licitación y adjudicados por EEH, que no fueron aprobados

por el Comité Técnico

Existe solo un proceso de compra con licitación, cuya adjudicación no ha sido aprobada por el

Comité Tecnico, es el caso del Proceso Nº 6, EEH-GE-2016-12-026, denominado “Suministro de

Equipos de Medición para Medida Directa y Macro Medición”.

d) Procesos de Compras Directas adjudicados por EEH, que no fueron aprobadas por el Comité

Técnico.

EEH presentó los Procesos de Compra Nº 1 y 2, los cuales se realizaron mediante

invitación directa. Corresponden al Proceso “SIGCOM” y al Proceso “Integración EnerGIS con

Plataformas Corporativas”. Al respecto, MHI emitió el Informe Especial MHI-2019-012 “Solicitud

de Aprobación Proceso de Compra SigCOM – carta EEH-GG-2018-01-473” de fecha 18 de febrero

de 2019, en donde hace recomendaciones que serán presentadas en las conclusiones de este

Informe.

A. PROCESOS DE COMPRA APROBADOS POR EL COMITÉ TECNICO

En Sesión Nº 93 del Comité Técnico, EEH presentó los Procesos de Compra Nº 3, 4 y 10 (numeración

de la tabla anterior) bajo la denominación:

EEH-GD-2018-08-104 “Mano de Obra para Instalación de Interruptores de Subestación en 13.8 kV

y 34.5 kV”

EEH-GD-2018-08-105 “Mano de Obra para Instalación de Equipo de Protección y Seccionamiento”

EEH-GD-2018-11-110 “Repotenciamiento de Red de Distribución para Reducción de Pérdidas

Técnicas Circuitos V”

En fecha 11 de enero de 2019, MHI emitió el Informe Especial Nº MHI-2019-006 “Procesos e Compra

de Bienes y Servicios de EEH-GD-2018-08-104 y EEH-GD-2018-108-105, en donde indica que habiendo

EEH cumplido con lo estipulado en el Reglamento de Compras, recomienda al Comité Técnico aprobar

la adjudicación de ambos procesos. En Sesión del Comité Técnico Nº 93, realizado los días 14 y 15 de

marzo de 2019, en base al referido Informe de MHI, ambos Procesos de Compra fueron aprobados

por el Comité Técnico, más el proceso EEH-GD-2018-11-110 que también fue aprobado en forma

separada.

132

B. PROCESOS DE COMPRA CON LICITACION SOLICITANDO LA AUTORIZACION AL COMITÉ TECNICO PARA SU ADJUDICACION

1. Proceso EEH-TI-2018-06-101 “Adquisicion de Software de Arquitectura Tecnológica para el Data Center”

MHI procedió a verificar que la compra de este proceso se encuentra en el Presupuesto aprobado para

EEH para el Tercer Año, el cual se presenta en el ítem 21 “Tecnología para la lectura y facturación en sitio,

reimplantación InCMS (Mejora de los procesos)” alcanzando un monto de US$ 2,489,542.00

De igual manera, se ha procedido con la revisión de la información complementaria presentada por EEH

de acuerdo con lo siguiente:

Documentos del Proceso de Compra

Se revisaron los siguientes Documentos que acompañan el Proceso de Compra:

Condiciones Específicas de Contratación (CEC)

Este Documento presenta en detalle las condiciones que rigen el Proceso EEH-TI-2018-06-101 “Adquisicion de Software de Arquitectura Tecnológica para el Data Center” tales como:

Descripción Técnica del Proyecto y su correspondiente alcance para la adquisición del software

necesario que permita albergar y asegurar el funcionamiento óptimo de los servicios y

arquitectura tecnológica, que garantice el cumplimiento del contrato empresarial.

Procedimiento para la Evaluación de Ofertas, Adjudicación y Formalización del Contrato,

Condiciones Especiales, Garantías y Seguros.

Condiciones Contractuales tales como Forma de Pago, Entregables y Multas

Adendas No. 1,2 y 3 EEH-TI-2018-06-101

Este Documento presenta en detalle las condiciones y Especificaciones de inscripción en la plataforma

web ARIBA del Proceso EEH-TI-2018-06-101 tales como:

Instrucciones para la Presentación de Ofertas, que describen el proceso de preinscripción, auto

registro, capacitación en uso de la Plataforma Web Ariba y visita obligatoria. Los documentos más

importantes que deben ser presentados: Documentos legales y financieros de los proponentes,

validez de las ofertas, etc.

Criterios para la evaluación técnica de las ofertas

133

Fecha de apertura de inscripción en la plataforma web ARIBA, siendo esta el 28 de agosto de

2018, a las 8:00 AM (hora local Honduras).

Sustentación del Proceso de Contratación

Este Documento presenta en detalle las condiciones y Especificaciones Técnicas que rigen el Proceso

EEH-TI-2018-06-101 tales como:

Área y Personal Responsable del Proyecto en EEH

Alcance técnico en detalle del Montaje Electromecánico

Criterios para la evaluación técnica de las ofertas

Recomendaciones

El Documento de sustentación del Proceso de Contratación en su contenido y alcance es adecuado y

ha formado parte del Proceso que se informa.

Documentos del Proceso de Adjudicación

Se verificó que los siguientes Documentos respaldan el Proceso de Compra:

Comité de Evaluación – Sesión de Apertura de Propuestas

Acta de Sesión Apertura de Propuestas del Comité de Evaluación, que se realizó el 5 de septiembre

de 2018 en oficinas de EEH con la participación de los miembros del Comité de Evaluación de Compras

de EEH y del Supervisor MHI. Este Documento esta rubricado por los participantes.

Propuestas de las Empresas Oferentes

Para el proceso se consideraron las Propuestas de las siguientes Empresas: CESA, ISERTEC S de RL,

LUFERGO, Martinexa, PBS, Sistemas C&C, SPC Y TECNASA. Estas propuestas forman parte de la

Documentación de respaldo presentada por EEH.

Comité de Evaluación de Compras – Sesión de Cierre de Proceso

Acta del Comité de Evaluación para el Cierre de Propuestas, que se realizó el 16 de noviembre de 2018

en oficinas de EEH con la participación de los miembros del Comité de Evaluación de Compras de EEH,

personal de ENEE y del Supervisor MHI. Este Documento esta rubricado por los participantes.

134

Durante la sesión del Comité de Evaluación de Compras para el proceso de Cierre, se presentaron los

Informes, Técnico, Legal y Financiero que respaldan este Proceso. Cada uno de estos Informes está

debidamente rubricado por el personal de EEH asignado para este efecto y forman parte en medio

magnético de la documentación presentada por EEH.

En vista a los resultados de las evaluaciones anteriormente mencionadas, y tomando en cuenta la

Mejor Oferta Económica, el Comité de Compras recomienda adjudicar la contratación de la empresa

Martinexa por un monto de US$ 558,577.00 para el proceso EEH-TI-2018-06-101.

Solicitud de Aprobación del Comité de Compras de EEH

Mediante nota EEH-GG-2019-01-051, EEH solicitó al Comité Técnico la aprobación de la Adjudicación

del Proceso EEH-TI-2018-06-101 “Adquisicion de Software de Arquitectura Tecnológica para el Data Center” a la Empresa Martinexa por un monto de US$ 558,577.00

MHI ha revisado la Documentación presentada por EEH y ha verificado que el Proceso de Compra

se ha llevado a cabo mediante una Licitación Pública y que la aprobación de adjudicación solicitada

por EEH para este proceso corresponde a la oferta que además de cumplir los requisitos técnicos,

legales y financieros, corresponda a la Mejor Oferta Económica, es decir, la Empresa Martinexa por

un valor de US$ 558,577.00 sin ISV.

2. Proceso EEH-GD-2018-08-103 “Marcación de Postería de la Red de Distribucion”

MHI procedió a verificar que la compra de este proceso se encuentra en el Presupuesto aprobado

para EEH para el Tercer Año, el cual se presenta en el ítem 15 “Marcación de Postería de la Red de

Distribucion” alcanzando un monto de US$ 2,857,644

De igual manera, se ha procedido con la revisión de la información complementaria presentada por

EEH de acuerdo con lo siguiente:




Este Documento presenta en detalle las condiciones que rigen el Proceso EEH-GD-2018-08-103

“Marcación de Postería de la Red de Distribucion” tales como:

Descripción Técnica del Proyecto y su correspondiente alcance para la instalación de 782,916.00

placas de poliéster Isofáltico a nivel nacional.

135

Instrucciones para la presentación de Ofertas que describen el proceso de preinscripción, auto



validez de las ofertas, etc. Con fecha de inicio del proceso de inscripción en la plataforma de 11

de octubre del 2018 a las 8:00 AM.





Este Documento presenta en detalle las condiciones y Especificaciones Técnicas que rigen el Proceso

EEH-GD-2018-08-103 tales como:

Área y Personal Responsable del Proyecto en EEH.

Alcance técnico en detalle de la cantidad de postes a marcar por sector a nivel nacional.

Recomendaciones.

El Documento de sustentación del Proceso de Contratación en su contenido y alcance es adecuado y

ha formado parte del Proceso que se informa.




Acta de Sesión Apertura de Propuestas del Comité de Evaluación, que se realizó el 22 de octubre de

2018 en oficinas de EEH con la participación de los miembros del Comité de Evaluación de Compras

de EEH, personal de ENEE y del Supervisor MHI. Este Documento esta rubricado por los participantes.


Para el proceso se consideraron las Propuestas de las siguientes Empresas: Equipos Industriales,

Suministros Eléctricos, Instalaciones y Materiales Eléctricos y de Construcción Castillo, Víctor Manuel

Sosa y Diseños Comerciales. Estas propuestas forman parte de la Documentación de respaldo

presentada por EEH.

136


Acta del Comité de Evaluación para el Cierre de Propuestas, que se realizó el 1 de noviembre de 2018

en oficinas de EEH con la participación de los miembros del Comité de Evaluación de Compras de

EEH, personal de ENEE y del Supervisor MHI. Este Documento esta rubricado por los participantes.





En vista a las evaluaciones anteriormente mencionadas, y tomando en cuenta la Mejor Oferta

Económica, el Comité Evaluación de Compras recomienda la adjudicación a la empresa Equipos

Industriales, por un monto de US$ 2,857,643.40


Mediante carta EEH-GG-2019-01-078, EEH solicitó al Comité Técnico la aprobación de la Adjudicación

del Proceso EEH-GD-2018-08-103 “Marcación de Postería de la Red de Distribucion” a la empresa

Equipos Industriales por un monto total de US$ 2,857,643.40 sin ISV.

MHI ha revisado la Documentación presentada por EEH y ha verificado que el Proceso de Compra

se ha llevado a cabo mediante una Licitación Pública y que la adjudicación solicitada por EEH para

este proceso corresponde a la oferta que además de cumplir los requisitos técnicos, legales y

financieros, corresponde a la Mejor Oferta Económica, es decir, la Empresa Equipos Industriales por

un valor de US$ 2,857,643.40

3. Proceso EEH-GD-2018-08-106 “Repotenciación de Red de Distribucion para la reducción de Pérdidas Tecnicas Circuitos IV”

MHI procedió a verificar que la compra de este proceso se encuentra en el Presupuesto aprobado

para EEH para el Tercer Año, el cual se presenta en el ítem 11 “Reduccion de Perdidas Tecnicas en la

Red de Distribucion(Proyectos)” con un monto total de US$ 3,825,064.00

De igual manera, se ha procedido con la revisión de la información complementaria presentada por

EEH de acuerdo con lo siguiente:





“Repotenciación de Red de Distribucion para la reducción de Pérdidas Tecnicas Circuitos IV” tales

como:

137

Descripción Técnica del Proyecto y su correspondiente alcance, involucrando la construcción del

nuevo circuito troncal de la Subestación Miraflores, la repotenciación y adecuación de ruta del

circuito L231 de la Subestación La Leona, y la construcción del nuevo circuito troncal para aliviar

carga del circuito L316 de la Subestación Comayagua.












Acta de Sesión Apertura de Propuestas del Comité de Evaluación, que se realizó el 15 de noviembre de

2018 en oficinas de EEH con la participación de los miembros del Comité de Evaluación de Compras de

EEH, personal de ENEE y del Supervisor MHI. Este Documento esta rubricado por los participantes.


Para el proceso se consideraron las Propuestas de las siguientes Empresas: DISEC, ENERCOM, INELSA,

INSECOM y SERCONISA. Estas propuestas forman parte de la Documentación de respaldo presentada por

EEH.


Acta del Comité de Evaluación para el Cierre de Propuestas, que se realizó el 12 de diciembre de 2018 en

oficinas de EEH con la participación de los miembros del Comité de Evaluación de Compras de EEH,






138

En vista a las anteriores evaluaciones mencionadas, y tomando en cuenta las Mejores Ofertas Económicas,

el Comité Evaluación de compras recomienda la adjudicación a las empresas: Diseños Eléctricos

Comerciales(DISEC) por un monto de US$ 897,029.41, Energia y Comunicaciones(ENERCOM) por un monto

de US$ 710,000.00, Servicios de Construcción e Ingeniería S.A.(SERCONISA) por un monto US$ 209,619.67

y la empresa Ingeniería Electromecánica S. de RL. (INELSA) por un monto de US$ 526,988.49


Mediante carta EEH-GG-20119-01-087, EEH solicitó al Comité Técnico la aprobación de la Adjudicación

del Proceso EEH-GD-2018-08-106 “Repotenciación de Red de Distribucion para la reducción de Pérdidas

Tecnicas Circuitos IV” a las empresas: Diseños Eléctricos Comerciales(DISEC) por un monto de US$

897,029.41 , Energia y Comunicaciones(ENERCOM) por un monto de US$ 710,000.00, Servicios de

Construcción e Ingeniería S.A.(SERCONISA) por un monto US$ 209,619.67 y la empresa ingeniería

Electromecánica S. de RL.(INELSA) por un monto de US$ 526,988.49

MHI ha revisado la Documentación presentada por EEH y ha verificado que el Proceso de Compra se ha

llevado a cabo mediante una Licitación Pública y que la adjudicación solicitada por EEH para este

proceso corresponde a la oferta que además de cumplir los requisitos técnicos, legales y financieros,

corresponde a la oferta más siendo esta, la de las empresas: Diseños Eléctricos Comerciales(DISEC) por

un monto de US$ 897,029.41 sin ISV, Energia y Comunicaciones(ENERCOM) por un monto de US$

710,000.00 sin ISV, Servicios de Construcción e ingeniería S.A.(SERCONISA) por un monto US$ 209,619.67

sin ISV y la empresa ingeniería Electromecánica S. de RL.(INELSA) por un monto de US$ 526,988.49 sin

ISV.

4. Proceso EEH-GD-2018-09-107 “Remodelación de Redes de Media Tensión Subestación Suyapa”


EEH para el Tercer Año, el cual se presenta en el ítem 12 “Remodelación de redes de media tensión

(Cableado semiaislado)” con un monto total de US$ 433,000.00




Se revisaron los siguientes Documentos que acompañan el Proceso EEH-GD-2018-09-107 “Remodelación

de Redes de Media Tensión Subestación Suyapa”:



“Repotenciación de Red de Distribucion para la reducción de Pérdidas Tecnicas Circuitos IV” tales como:

139

Descripción Técnica del Proyecto y alcance del mismo, siendo este la reconfiguración de salidas

de 8 circuitos de MT en la Subestación Suyapa, con el fin de reducir pérdidas técnicas, incrementar

el valor de la red de distribución, mejorar la calidad y confiabilidad del servicio de los circuitos

involucrados en el proceso.










Este Documento presenta en detalle las condiciones y Especificaciones Técnicas que rigen el Proceso EEH-

GD-2018-09-107 tales como:


Alcance técnico en detalle de la cantidad de postes a marcar por sector a nivel nacional.

Recomendaciones.

El Documento de sustentación del Proceso de Contratación en su contenido y alcance es adecuado y ha

formado parte del Proceso que se informa.




Acta de Sesión Apertura de Propuestas del Comité de Evaluación, que se realizó el 27 de noviembre de

2018 en oficinas de EEH con la participación de los miembros del Comité de Evaluación de Compras de

EEH, y del Supervisor MHI. Este Documento esta rubricado por los participantes.

140


Para el proceso se consideraron las Propuestas de las siguientes Empresas: DISEC, ENERCOM, Grupo

UNION, Electrificadora de Honduras y SERCONISA. Estas propuestas forman parte de la Documentación

de respaldo presentada por EEH.


Acta del Comité de Evaluación para el Cierre de Propuestas, que se realizó el 8 de enero del 2019 en







En vista a las evaluaciones anteriormente mencionadas, y tomando en cuenta la Mejor Oferta Económica,

el Comité Evaluación de Compras recomienda la adjudicación a la empresa Diseños Eléctricos Comerciales,

por un monto de US$ 399,692.04


Mediante carta EEH-GG-2010-01-092, EEH solicitó al Comité Técnico la aprobación de la Adjudicación del

Proceso EEH-GD-2018-09-107 “Remodelación de Redes de Media Tensión Subestación Suyapa” por un

monto total de US$ 399,692.04 sin ISV a la empresa Diseños Eléctricos Comerciales(DISEC).




corresponde a la Mejor Oferta Económica, siendo esta, de la empresa Diseños Eléctricos

Comerciales(DISEC) con un valor total de US$ 399,692.04 sin ISV.

5. Proceso EEH-GD-2018-11-110 “Repotenciación de Redes de Distribucion para Reduccion de Perdidas Tecnicas Circuitos V”


EEH para el Tercer Año, el cual se presenta en el ítem 20 “Repotenciación y Reconfiguración de la Red de

Distribucion (Proyectos) - ENEE” con un monto total de US$ 500,000.00



141


Se revisaron los siguientes Documentos que acompañan el Proceso EEH-GD-2018-11-110 “Repotenciación

de Redes de Distribucion para Reduccion de Perdidas Tecnicas Circuitos V”:


Este Documento presenta en detalle las condiciones que rigen el Proceso EEH-GD-2018-11-110 tales

como:

Descripción Técnica del Proyecto y su correspondiente alcance: Extensión de 1097 mts 3 F+N, 55

mts 2F, e instalación de restauradores y un equipo de medición compacto para mejora del servicio

del Hospital Militar y la reubicación de 421 metros de línea troncal para despejar el espacio aéreo

del aeródromo Rio Amarillo(Copan),





enero del 2019 a las 8:00 AM.





Este Documento presenta en detalle las condiciones y Especificaciones Técnicas que rigen el Proceso EEH-

GD-2018-11-110 tales como:


Alcance técnico en detalle de la cantidad de materiales y equipos necesarios para la correcta

elaboración del proyecto.

Recomendaciones.

El Documento de sustentación del Proceso de Contratación en su contenido y alcance es adecuado y ha

formado parte del Proceso que se informa.



142


Acta de Sesión Apertura de Propuestas del Comité de Evaluación, que se realizó el 22 de enero de 2019

en oficinas de EEH con la participación de los miembros del Comité de Evaluación de Compras de EEH, y

del Supervisor MHI. Este Documento esta rubricado por los participantes.


Para el proceso se consideraron las Propuestas de las siguientes Empresas: DISEC, ENERCOM, Grupo

UNION y SERCONISA. Estas propuestas forman parte de la Documentación de respaldo presentada por

EEH.


Acta del Comité de Evaluación para el Cierre de Propuestas, que se realizó el 18 de febrero del 2019 en







En vista a las evaluaciones anteriormente mencionadas, y tomando en cuenta las Mejores Ofertas

Económicas, el Comité Evaluación de Compras recomienda la adjudicación a las empresas: Diseños

Eléctricos Comerciales(DISEC), por un monto de US$ 73,033.83 y la empresa Energia y

Comunicaciones(ENERCOM) por un monto de US$ 85,000.00


Mediante carta EEH-GG-2019-01-092, EEH solicitó al Comité Técnico la aprobación de la Adjudicación del

Proceso EEH-GD-2018-11-110 “Repotenciación de Redes de Distribucion para Reduccion de Perdidas

Tecnicas Circuitos V” a las empresas: Diseños Eléctricos Comerciales(DISEC), por un monto de US$

73,033.83 sin ISV y la empresa Energia y Comunicaciones(ENERCOM) por un monto de US$ 85,000.00 sin

ISV.




corresponde a las Mejores Ofertas Económicas, siendo estas, de las empresas: Diseños Eléctricos

Comerciales(DISEC), por un monto de US$ 73,033.83 sin ISV y la empresa Energia y

Comunicaciones(ENERCOM) por un monto de US$ 85,000.00 sin ISV.

143

Resultado de la Verificación Como resultado de la verificación de la documentación presentada por EEH y que respalda los procesos

de Compra Nº 5, 7, 8, 9, y 10, MHI recomienda al Comité Técnico aprobar la solicitud de adjudicación de

los procesos que se listan a continuación en consideración a que se ha verificado que los mismos se han

llevado a cabo mediante Licitación Pública cumpliendo lo estipulado en el Reglamento de Compras:

EEH-TI-2018-06-101 “Adquisición de Software de Arquitectura Tecnológica para Data Center”

EEH-GD-2018-08-103 “Marcación de Postería de la Red de Distribución”

EEH-GD-2018-08-106 “Repotenciación de Red de Distribución para Reducción de Pérdidas

Técnicas Circuitos IV”

EEH-GD-2018-09-107 “Remodelación de Redes de Media Tensión Subestación Suyapa

EEH-GD-2018-11-110 “Repotenciamiento de Red de Distribución para Reducción de Pérdidas

Técnicas Circuitos V”

C. PROCESOS DE COMPRA CON PROCESOS DE LICITACION ADJUDICADOS Y QUE NO FUERON PRESENTADOS AL CT PARA SU APROBACION

1. Proceso EEH-GE-2016-12-026 “Suministro de Equipos de Medición para Medida Directa y Macro Medición”

Este proceso fue presentado por EEH en la Sesión Nº 64 del Comité Técnico del Fideicomiso de fecha 19

de mayo de 2017 con el siguiente desglose:

Medidores con comunicación tipo AMI, forma 12s, medida directa, 60,000 unidades nuevas

recomendando la adjudicación al Proveedor DEICOM:

id Equipo Unidad Cantidad Requerida

US$/unidad Total sin ISV US$

1 Forma 12s con tecnología AMI Un 60,000 138 8,280,000

2 Equipos de Comunicación Global 1 357,000 357,000

3 Software, licencias y soporte Global 1 634,000 634,000

4 Integración Global 1 342,500 342,500

5 Capacitación y entrenamiento Global 1 46,500 46,500

TOTAL US$ 9,660,000

Macromedición, con 1,500 unidades, recomendando la adjudicación al Proveedor AMS UNION SAS

por un monto de US$ 618,779.07 sin ISV.

144



1 Equipos de medida para Macromedición Un 1,500 241.02 361,523.85

2 Equipos de Comunicación Global 1 217,934.75 217,934.75

3 Software, licencias y soporte Global 1 14,182.27 14,182.27

4 Integración Global 1 14,028.14 14,028.14

5 Capacitación y entrenamiento Global 1 11,110.05 11,110.05

TOTAL US$ 618,779.07

Transformadores de Corriente (CT), 4,500 unidades, recomendando la adjudicación al Proveedor AMS

UNION SAS por un monto de US$ 282,760 sin ISV:



1 Transformadores de Corriente (CT’s) para Macromedición Un 4,500 48.01 216,040.20

2 Envolvente para CT’s Unl 1,500 44.48 66,719.80

TOTAL US$ 282,760.00

En esta Sesión Nº 64 de Comité Técnico de fecha 19 de mayo de 2017 el CT dio por recibida la información

presentada por EEH e indicó que previo a su aprobación quedará sujeta a que el Supervisor y la ENEE

emitan un Dictamen Técnico correspondiente.

Posteriormente en la Sesión Nº 66 de Comité Técnico de fecha 11 de julio de 2017: “El Supervisor informa

al Comité Técnico que en la Comisión de Evaluación Técnica, integrada por representantes de ENEE y de

EEH, de las propuestas de compra para el Presupuesto de Inversión, se revisaron los Procesos de Compra

026, 048 y 049, los cuales se ajustan a las especificaciones técnicas y estrategia del programa de Reducción

de Pérdidas; por lo tanto, El Operador los puede someter a aprobación del Comité Técnico en la próxima

Sesión”.

“Los Miembros del Comité Técnico se dieron por informados del proceso y quedan a la espera de la solicitud

formal de aprobación que deberá presentar la Gerencia General de EEH”.

Recién en fecha 11 de febrero mediante nota EEH-GG-2019-01-040, la Empresa Energía Honduras solicita

la ratificación de este proceso de compra en mérito a los antecedentes descritos anteriormente.

Adicionalmente, en la misma nota solicita al Comité Técnico la ampliación de la orden de compra

adjudicada a AMS UNION SAS por 3,000 equipos de medida. Esta ampliación conservaría el mismo precio

unitario y también las Especificaciones Técnicas.

De igual manera similar a los anteriores Proceso de Compra, MHI ha procedido con la revisión de la

información complementaria presentada por EEH de acuerdo con lo siguiente:


Se revisaron los siguientes Documentos que acompañan el proceso EEH-GE-2016-12-026 “Suministro de

Equipos de Medición para Medida Directa y Macro Medición”:

145


Este Documento presenta en detalle las condiciones que rigen el Proceso EEH-GE-2016-12-026 tales

como:

Descripción Técnica del Proyecto y su correspondiente alcance, siendo este, la adquisición de los

materiales que serán utilizados para la normalización de clientes a nivel nacional, tanto en Medida

Directa como en Medida Especial.





de mayo a las 8:00 AM.







Acta de Sesión Apertura de Propuestas del Comité de Evaluación, que se realizó el 13 de febrero de 2017

en oficinas de EEH con la participación de los miembros del Comité de Evaluación de Compras de EEH.

Este Documento esta rubricado por los participantes.


Para el proceso se consideraron las Propuestas de las siguientes Empresas: SIEMENS, DEICOM, New Mark

Representaciones S.A de C.V, ZTE Corporación, Equipos Industriales S.A de C.V y AMS Unión S.A.S. Estas

propuestas forman parte de la Documentación de respaldo presentada por EEH.


Acta del Comité de Evaluación para el Cierre de Propuestas, que se realizó el 27 de febrero del 2017 en

oficinas de EEH con la participación de los miembros del Comité de Evaluación de Compras de EEH. Este

Documento esta rubricado por los participantes.

146





Resultados de la Revisión del Proceso de Compra EEH-GE-2016-12-026

La revisión realizada por MHI para efectos de este Informe concluye, de manera similar a la Comisión de

Evaluación Técnica ENEE y EEH (Sesión Nº 66 del CT) que el proceso se llevó a cabo cumpliendo las

especificaciones técnicas, se realizó a través de un proceso de licitación con la participación de más de

tres proveedores y que la adjudicación se realizó a las ofertas más convenientes presentadas por las

empresas DEICOM S.A. y AMS UNION SAS.

A pesar de lo informado anteriormente, es importante hacer notar que EEH no cumplió con lo dispuesto

en el Reglamento de Compras porque no solicitó la aprobación formal del proceso aun cuando en la Sesión

Nº 66 del Comité Técnico de fecha 11 de julio de 2017 fue requerido para ello.

EEH mediante nota EEH-GG-2017-01-411 de fecha 14 de junio de 2017 notifica la adjudicación a la

empresa DEICOM S.A. y en fecha 20 de noviembre de 2017 firma contrato con DEICOM S.A. por un monto

que asciende a US$ 9,660,000. Sin embargo, en el mismo contrato el proveedor estipula una rebaja de

US$ 30,000 por lo que, a criterio de MHI, solo se podría reconocer a EEH una inversión de US$ 9,630,000.

Para el caso de la Empresa AMS UNION SAS, el contrato fue firmado en fecha 20 de julio de 2017 para dos

partidas, Equipos Macromedición por US$ 618,779.07 y Transformadores de Corriente por US$ 282,760.

Se hace necesario solicitar a EEH una aclaración donde indique el monto total que conforma este

proceso ya que en su nota EEH-GG-2019-01-040 de fecha 11 de febrero de 2019 no muestra ningún

monto y peor aún, en el cuadro presentado por EEH en la Sesión Nº 93 del Comité Técnico el monto

solicitado solo alcanza a US$ 1, 724,460.

Para efectos de trazabilidad, EEH también deberá ratificar que los contratos suscritos con AMS UNION

SAS y DEICOM S.A. con rótulos de Procesos de Compra EEH-GE-2017-07-58 y EEH-GE-2017-07-57

corresponden al Proceso EEH-GE-2016-12-026 presentado al Comité Técnico.

Finalmente, respecto a la solicitud de ampliación de compra de 3,000 equipos adicionales a DEICOM

S.A. con cargo al proceso de compra EEH-GE-2016-12-026, MHI recomienda que esta solicitud sea

presentada por EEH en estricto cumplimiento al procedimiento estipulado en el Reglamento de

Compras.

Tampoco esta compra se encuentra dentro de presupuesto.

147

D. PROCESOS DE COMPRA DIRECTAS ADJUDICADAS Y QUE NO FUERON PRESENTADAS AL COMITÉ TECNICO PARA SU APROBACION

1. Procesos de Compra “SIGCOM” e “Integración EnerGIS con Plataformas Corporativas”

En la Sesión Nº 93 del Comité Técnico EEH presentó dos Procesos de Compra Nº 1 y Nº 2, los cuales fueron

llevados a cabo mediante invitación directa. Estas compras directas corresponden al Proceso “SIGCOM” y

al Proceso “Integración EnerGIS con Plataformas Corporativas”.

Al respecto, MHI emitió el Informe Especial MHI-2019-012 “Solicitud de Aprobación Proceso de Compra

SigCOM – carta EEH-GG-2018-01-473” y lo puso en consideración del Comité Técnico.

Informe Especial MHI-2019-012

Considerando la solicitud de EEH presentada mediante nota EEH-GG-2018-01-473, MHI presentó al Comité

Técnico el Informe Especial MHI-2019-012 “Solicitud de Aprobación Proceso de Compra SigCOM – carta

EEH-GG-2018-01-473” donde realiza las siguientes recomendaciones:

1. Entregar por el Secretario del Comité Técnico (FICOHSA) el presente Informe a los miembros del Comité Técnico.

2. Solicitar al Operador que demuestre con dos ofertas adicionales, que los precios de Electrosoftware para ambos productos, corresponden a Precios de Mercado, incluida la alternativa de uso de los módulos equivalentes a SigCOM en el InCMS de INDRA.

3. En cuanto a la integración de SigCOM a EnerGIS, estipular cual es el precio que Electrosoftware cobra para que otro desarrollador ocupe los programas fuentes de EnerGIS.

4. Dar cuenta de estas faltas a la SAPP para que aplique las medidas correspondientes a causal reiterativa de incumplimiento de los procedimientos de compra establecidos.

5. Una vez analizadas las alternativas de costo con otros dos desarrolladores que debe presentar EEH, que el Comité Técnico apruebe o rechace la compra en base a lo que estipula el Reglamento de Compras y los antecedentes disponibles.

6. En caso de autorizarse la compra por el Comité Técnico, no aprobar reembolso alguno de inversiones, mientras EEH no demuestre que InCMS opera satisfactoriamente con SigCOM y que SigCOM, a su vez, opera satisfactoriamente con EnerGIS, todo ello validado en calidad, oportunidad y tiempo, de acuerdo al procedimiento definido para reembolsos de Inversión.

7. Solicitar a EEH que informe cuál es la situación contractual y operativa de los otros productos que se relacionan con InCMS, como son SOEEH, Pasarela y otros que se requieran para el Sistema Comercial.

8. En la medida que se aprueben estas compras, validar que las licencias de desarrollo, mantenimiento, operación e interfaces de SigCOM garanticen que son indefinidas y transferibles a ENEE.

148

10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

EEH informa que el tiempo promedio de atención de incidencias en Febrero2019 fue de 2:72 hrs.,

desde que es recibida la llamada hasta que la incidencia se soluciona.

Cabe destacar que las PQR’s Ingresadas en los 12 meses (997,283) + las PQR’s Pendientes a

Abril2018 (18,668), corresponden al Total de PQR’s Acumuladas (1,015,951) y que el Cociente

entre las PQR’s Resueltas Acumuladas (1,008,964) sobre las PQR’s Acumuladas por Resolver

(Acumulado + Ingresado = 1,015,951), muestra una Efectividad Acumulada de 99.31 %en 12

meses.

El mes de marzo 2019 se inició con la cantidad de 12,185 PQR´s abiertas y finalizó con 6,988 PQR’s

abiertas, la menor cantidad de PQR’s rezagadas a fin de mes, en los últimos 12 meses.







(86,847).



El mes de marzo 2019 se inició con la cantidad de 12,185 PQR´s abiertas y finalizó con 6,988 PQR’s

abiertas, la menor cantidad de PQR’s rezagadas a fin de mes, en los últimos 12 meses.







(86,847).



De las tablas anteriores, se puede observar que a Marzo2019 el nivel de satisfacción de clientes

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

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 mayo de 2019.

Se aplicarán dos o tres ciclos completos de procesos en paralelo y previamente un intenso

programa de pruebas, detección de errores, correcciones y rectificaciones de factores críticos.

Con relación al problema generado por EEH al facturar clientes en base a promedios, cuyas

rectificaciones fueron dispuestas por la SAPP, se entiende que el Informe Mensual

149

correspondiente a Diciembre2018 considera las primeras rectificaciones que se comenzaron a

realizar a los clientes en ese mes, aunque corresponden a procesos de facturación efectuados

entre junio y noviembre 2018; esto generará cambios en las tendencias de Facturación,

Recaudación y Pérdidas para el tercer año de operaciones.

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 está efectuando

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.

Con las actividades realizadas en lo concerniente a la toma de lectura y facturación, la reducción

de promedios en marzo 2019 alcanzó a 8,667 abonados, quedando finalmente 195,338 abonados

con promedios, de un total de 1,862,234 clientes facturados en marzo en el Sistema (10.49%), con

una menor proporción de promedios que en el mes anterior (10.99%).

Según los resultados a Marzo’19 en la instalación de medidores en 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 su

instalación de medidores. MHI plantea esta dificultad en Comité Interinstitucional, para lo cual

EEH informa que dará prioridad a este objetivo, dentro de sus planes globales de instalación de

equipos en la Empresa.

El indicador de efectividad mensual de facturación (EF) ha tenido un crecimiento en el mes de

Marzo2019 respecto de Marzo2018 de 6.88 %.

Con relación al EF-TAM, en el mismo periodo se ha producido un decrecimiento de 1.49 %,

alcanzándose en Marzo2019 un EF-TAM de 78.08 %.

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.

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 08/04/19, entre Diciembre2016 y Marzo2019 la Pérdida

Eléctrica del Sistema de Distribución ha disminuido en 3.94 % y entre Diciembre2017 y

Marzo2019, la pérdida se ha incrementado en 0.11 %.

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 que la evolución del CRI, desde 69.91 % (Abril2018) a 72.20 % (Marzo2019), lo

que significa que EEH deberá hacer un gran esfuerzo para alcanzar en Noviembre2019 la meta del

tercer año de operaciones (76.49 %).

MHI 26/04/2019

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