Programa de Electrificación Rural y Urbano Marginal del Ecuador

Programa de Electrificación Rural y
Urbano Marginal del Ecuador
EC-L1087
(2608/OC-EC)
Informe de Terminación de Proyecto
(PCR)
Equipo de proyecto original: Arnaldo Vieira de Carvalho (INE/ENE), Jefe de Equipo; Carlos
Echevarría (ENE/CPE), Jefe de Equipo Alterno; Javier Cuervo (INE/ENE); Laura Rojas
(INE/ENE); Paola Méndez (INE/ENE); Juan Carlos Páez Zamora (ESG/CPE); Marco Andrés
Alemán (PDP/CEC); Gustavo Palmerio (PDP/CEC); Rafael Poveda (CAN/CEC); Karina
Alexandra Calahorrano Tirado (CAN/CEC); y Hyun Jung Lee (LEG/SGO); bajo la supervisión de
Leandro Alves, Jefe de la División de Energía (INE/ENE), y Carlos Melo, Representante del BID
en Ecuador (CAN/CEC).
Equipo PCR: Jesús Tejeda (INE/ENE), Jefe de Equipo; Rafael Poveda (CAN/CEC); Virginia
Snyder (INE/ENE); Haydemar Cova (INE/ENE), Paola Méndez (INE/ENE), Juan Carlos Páez
Zamora (ESG/CPE); y Gustavo Palmerio (PDP/CEC).
Índice
Enlaces Electrónicos ........................................................................................................... 3
Acrónimos y Abreviaciones ................................................................................................ 4
INFORMACIÓN BÁSICA ......................................................................................................... 6
I.
Introducción ................................................................................................................. 7
II. Desempeño del proyecto ............................................................................................. 7
2.1
Efectividad ........................................................................................................... 7
a.
Análisis de la Lógica Vertical .............................................................................. 8
b.
Resultados Logrados .......................................................................................... 10
c.
Análisis de la Atribución de los Resultados ....................................................... 13
d.
Resultados Imprevistos ...................................................................................... 14
2.1
Eficiencia ............................................................................................................ 15
2.1
Relevancia .......................................................................................................... 20
2.2
Sostenibilidad ..................................................................................................... 21
III.
Criterios no centrales ............................................................................................. 22
3.1
Contribución a los Objetivos Estratégicos del Banco ........................................ 22
3.2
Contribución a los Objetivos de Desarrollo de la Estrategia País ...................... 23
3.3
Monitoreo y Evaluación (M&E) ........................................................................ 23
3.4
Uso de Sistemas de Países.................................................................................. 24
3.1
Salvaguardias ambientales y sociales ................................................................. 24
IV.
Hallazgos y Recomendaciones .............................................................................. 26
4.1
Lógica Vertical ................................................................................................... 26
4.2
Ejecución y Presupuesto..................................................................................... 27
4.3
Experiencia general con la gestión del proyecto / Administración del proyecto 27
4.4
Evaluación de Impacto ....................................................................................... 28
4.5
Asuntos no resueltos........................................................................................... 28
2
Enlaces Electrónicos
1. Matriz de Efectividad en el Desarrollo (DEM).
2. Versión Final de Reporte de Progreso del Monitoreo (PMR).
3. Evaluación económica financiera ex post.
4. Minuta de la reunión de QRR.
5. Documento de operación 2608/OC-EC.
6. Plan de Monitoreo y Evaluación.
7. Informe de Gestión Ambiental y Social.
8. Plan Operativo Anual (POA).
9. Informe de cierre.
10. Evaluación ambiental (ex post).
11. Evaluación fiduciario (ex post)
12. Anexo sobre Evaluación de Impacto.
13. Video Resultados Programa BID-FERUM.
14. Informe de Auditoria
3
Acrónimos y Abreviaciones
ARCONEL
BID
CELEC EP
CENACE
CGP
CNEL
CO
CONELEC
EBP
EED
EH
ER
ETP
FERUM
GCI-9
GdE
GWh
IGAS
INE
kV
kWh
LOEP
LRSE
MEER
MEM
MOP
MR
MW
OE
ONE
PCR
PlanRep
PME
PMD
PMP
PMR
POA
SENPLADES
TIRE
UGP
UM
Agencia de Regulación y Control de Electricidad
Banco Interamericano de Desarrollo
Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador
Centro Nacional de Control de Energía
Coordinador General del Proyecto
Corporación Nacional de Electricidad S.A.
Capital Ordinario
Consejo Nacional de Electricidad
Estrategia del BID con el País
Empresas Eléctricas Distribuidoras
Encuesta de Hogares
Electrificación Rural
Equipo Técnico del Proyecto
Fondo de Electrificación Rural y Urbano-Marginal
Ninth General Capital Increase (Noveno Aumento General de Capital)
Gobierno de la República del Ecuador
GigaWatt-hour (Giga-Vatio-hora)
Informe de Gestión Ambiental y Social
Instituto Nacional de Estadísticas
kiloVoltio
kiloVatio-hora
Ley Orgánica de Empresas Públicas
Ley de Régimen del Sector Eléctrico
Ministerio de Electricidad y Energía Renovable
Mercado Eléctrico Mayorista
Manual Operativo del Proyecto
Matriz de Resultados
MegaVatios
Organismo Ejecutor
Operador Nacional de Energía
Informe de Terminación de proyecto (PCR)
Plan de Reducción de Pérdidas
Plan Maestro de Electrificación de Ecuador 2009-2020
Plan de Mejoramiento de los Sistemas de Distribución
Project Management Profesional
Informe de seguimiento del Proyecto (Project Monitoring Report)
Plan Operativo Anual
Secretaria Nacional de Planificación y Desarrollo
Tasa Interna de Retorno Económico
Unidad de Gestión del Proyecto
Urbano-Marginal
4
VP
VP O&M
Valor Presente
Valor Presente Operación y Mantenimiento
5
INFORMACIÓN BÁSICA
NÚMERO DE PROYECTO (S): EC-L1087
TÍTULO: PROGRAMA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL Y URBANO MARGINAL DEL ECUADOR
INSTRUMENTO DE PRÉSTAMO: INVERSIÓN
PAÍS: ECUADOR
PRESTATARIO: REPÚBLICA DEL ECUADOR
PRÉSTAMO (S): 2608/OC-EC
SECTOR/SUBSECTOR: ENERGÍA/ELECTRICIDAD
FECHA DE APROBACIÓN DIRECTORIO: 2 DE NOVIEMBRE DE 2011
FECHA DE EFECTIVIDAD CONTRATO DE PRÉSTAMO: 2 DE MAYO DE 2012
FECHA DE ELEGIBILIDAD PRIMER DESEMBOLSO: 27 DE SEPTIEMBRE DE 2012
MONTO PRÉSTAMO (S)1
MONTO ORIGINAL: US$40.000.000
MONTO ACTUAL:US$40.000.000
PARIS PASU: 27,27% (14’954.684 / 54’954.684)
COSTO TOTAL DEL PROYECTO:US$54.954.684 (INCLUYE COFINANCIAMIENTO DEL
ECUADOR)
MESES DE EJECUCIÓN
DESDE APROBACIÓN: 34 MESES
DESDE EFECTIVIDAD DEL CONTRATO: 28 MESES
DESDE ELEGIBILIDAD DEL PRIMER DESEMBOLSO: 20 MESES
PERIODOS DE DESEMBOLSO
FECHA ORIGINAL DE DESEMBOLSO FINAL: 2 DE FEBRERO DE 2014
FECHA ACTUAL DE DESEMBOLSO FINAL: 2 DE MAYO DE 2014
EXTENSIÓN ACUMULATIVA (MESES): 3 MESES
EXTENSIÓN ESPECIAL (MESES): N/A
DESEMBOLSOS
MONTO TOTAL DE DESEMBOLSOS A LA FECHA: 100%
RE-DIRECCIONAMIENTO. ESTE PROYECTO:
¿RECIBIÓ FONDOS DE OTRO PROYECTO? NO
¿ENVIÓ FONDOS A OTRO PROYECTO?
NO
METODOLOGÍA DE ANÁLISIS ECONÓMICO EX POST: ANÁLISIS COSTO BENEFICIO
METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN EX POST: LA EVALUACIÓN SE REALIZÓ COMPARANDO LAS
METAS ACORDADAS UNA VEZ ELEGIBLE EL PROGRAMA CON LAS METAS ALCANZADAS AL
FINALIZAR EL PROGRAMA.
CLASIFICACIÓN DE EFECTIVIDAD EN EL DESARROLLO:
1
Cantidades en dólares americanos (US$).
6
I.
Introducción
El 2 de mayo de 2012 se suscribió entre la República del Ecuador y el Banco
Interamericano de Desarrollo (BID), el contrato de préstamo No. 2608/OC-EC, para
financiar la ejecución del Programa de Electrificación Rural (ER) y Urbano Marginal
(UM) del Ecuador (programa), EC-L1087.
El objetivo general del programa era aumentar y mejorar el acceso de la población rural y
UM a la energía eléctrica. Los objetivos específicos fueron: (i) incrementar la capacidad
institucional del Gobierno del Ecuador (GdE) para la formulación, ejecución, monitoreo
y evaluación de proyectos de ER; y (ii) financiar un programa eficiente de inversiones en
proyectos de ER en zonas rurales y UM, en apoyo al Fondo de Electrificación Rural y
Urbano-Marginal del Ecuador (FERUM).
El diseño del programa incorporó las lecciones aprendidas por el BID en la
implementación de programas de ER en zonas UM, que se realizaron con financiación de
incentivos estatales en diversos países de la región. Se consideró que un esquema de
incentivos a la inversión en el acceso al servicio eléctrico funcionaría en Ecuador, sujeto
a que se utilice la metodología de eficiencia económica para la selección de los
proyectos.
II.
Desempeño del proyecto
El documento presenta los criterios de evaluación del programa, tanto centrales como no
centrales. El desempeño del programa se determinó en forma objetiva con base en los
resultados y productos de los mismos. Los criterios centrales y que serán abordados a
continuación son: efectividad, eficiencia, relevancia y sostenibilidad.
2.1
Efectividad
Para alcanzar los objetivos del programa, se desarrollaron dos componentes y sus
respectivos productos. El Componente I era el Fortalecimiento Institucional, lo que
incluía actividades de capacitación y realización de estudios de pre-inversión FERUM. El
Componente II era el Financiamiento de Proyectos FERUM, beneficiando viviendas
a través de la extensión de la red eléctrica.
El Componente I contribuyó a definir la metodología de eficiencia económica para la
priorización de los proyectos a financiarse, así como a mejorar las capacidades del
Organismo Ejecutor (OE) y demás instituciones involucradas en el uso de la
metodología.
El Componente II-Financiamiento a Proyecto FERUM, incluyó dos subcomponentes:
(a) Financiamiento de Incentivos; y (b) Financiamiento de Obras. En base a los resultados
de la metodología de eficiencia económica, se identificaron los proyectos en dos
categorías: rentables y no rentables. En el caso de los proyectos rentables, la tarifa sería
suficiente para cubrir los costos totales de los proyectos, incluyendo la inversión. Para los
proyectos no rentables, los ingresos por recaudación tarifaria cubriría los costos de
Operación y Mantenimiento (O&M), y no la inversión, por lo que la diferencia sería
considerada bajo el programa como un apoyo o incentivo para su desarrollo. Se identificó
un grupo adicional de proyectos en los cuales la tarifa no cubría los costos de O&M ni la
inversión.
7
a. Análisis de la Lógica Vertical
El análisis de la lógica vertical documenta las respuestas a las siguientes preguntas:
¿Cuáles fueron los principales productos e insumos financiados por el proyecto?; ¿Fueron
esos productos los que originalmente se definieron como necesarios para el logro de los
resultados del proyecto? y ¿Hubo un enlace lógico entre los resultados observados y estos
productos?
Algunas de las metas establecidas2 para el programa fueron ajustadas durante el taller de
arranque, como parte del proceso de elegibilidad para el primer desembolso (ver Tabla
1). Es importante remarcar que el análisis de la lógica vertical del programa que se
describe a continuación, considera las metas finales acordadas e incluidas en el
Project Monitoring Report (PMR)3.
Para cumplir con los objetivos y alcanzar los resultados esperados, el programa tenia
establecido una serie de indicadores los cuales medirían si los resultados se lograron o no.
Estos indicadores de los resultados esperados fueron los siguientes:
(i) porcentaje de proyectos filtrados por la metodología de eficiencia económica
aplicada a los proyectos de la cartera FERUM (para el Componente I), teniendo como
meta final que para el año 2016 el 100% de los proyectos sean filtrados por la
metodología; (ii) porcentaje de cobertura del servicio eléctrico a nivel país4 (para el
Componente II), con una línea base al año 2010 de 93.35%; (iii) porcentaje de
cobertura rural con una línea base al año 2010 de 89.5% y (iv) porcentaje de
cobertura del servicio eléctrico urbano con una línea base al año 2010 de 94.7%. La
meta esperada de cobertura era de 95,18% para el año 2016, 92% en el sector rural y 98%
en el sector urbano.5
Los resultados se cumplieron de la siguiente manera: 1.934 proyectos propuestos para
financiamiento fueron filtrados con la metodología, de los cuales 1.167 proyectos fueron
seleccionados y aprobados para construcción con recursos del programa y 234
construidos con recursos de aporte local según compromisos del programa. La cobertura
eléctrica reportada por el OE al año 2014 alcanzó 97,04%, con 92,2% para zonas rurales
y 98% para zona UM, con lo cual se cumplió la meta establecida6.
Para alcanzar los resultados del programa, se llevaron a cabo jornadas de capacitación,
en el uso de la metodología de eficiencia económica, gestión de proyectos siguiendo la
metodología de Project Management Profesional (PMP), monitoreo, fiscalización, y
adquisiciones; donde participaron personal de las distintas entidades involucradas en
2
Las metas planteadas originalmente en la preparación del préstamo, consideraban una línea base del censo
2001 y con una proyección al 2008.
3
Project Monitoring Report, es el sistema de reporte utilizado por el BID para todas las operaciones en
ejecución.
4
El programa contribuyó a incrementar la cobertura del país en conjunto con otros financiamientos para ER
del gobierno, como descrito en los documentos de diseño del programa.
5
Los medios de verificación para los indicadores de resultados era el registro de evaluación económica de
cada proyecto para el componente I y las estadísticas de las distribuidoras eléctricas. Toda esta información
es proporcionada por ARCONEL.
6
En el informe final del programa, el OE reporta valores de cobertura sin la influencia del programa:
96,78% [2012]; 96.20% [2013]; 97.04% [2014]. Con esto, al cierre de 2014, la contribución del programa al valor
de cobertura total fue calculada por el OE en 0,57%.
8
el proyecto, incluyendo al Equipo Técnico del Proyecto (ETP), el Consejo Nacional de
Electricidad (CONELEC)7 y personal de las once Empresas Eléctricas Distribuidoras
(EED). También se realizaron estudios de pre-inversión clasificados por el CONELEC
y aprobados por la Secretaria Nacional de Planificación y Desarrollo (SENPLADES), que
facilitaron identificar y evaluar la cartera de nuevos proyectos con prioridad en mayor
cobertura en zonas rurales. La cantidad de jornadas de capacitación, personal capacitado
y estudios de pre-inversión fueron los productos establecidos y generados para alcanzar
los resultados.
Las metas de productos esperadas para el Componente I eran: capacitar 400 personas,
brindar 10 jornadas de capacitación y realizar 12 estudios de pre-inversión de proyectos
de distribución.8 El programa reportó la capacitación de 385 personas, a través de 10
jornadas de capacitación, y se financiaron 9 estudios de pre-inversión9 de proyectos de
sub-transmisión, que facilitaron la identificación y evaluación de nuevos proyectos con
mayor cobertura por habilitación de alimentadores eléctricos. Los estudios de preinversión incluyen diseños de nuevas líneas de subtransmisión para alcanzar
comunidades sin servicio eléctrico dándose prioridad a áreas rurales.
Para el Componente II se financiaron proyectos de ER y UM mejorando el servicio
eléctrico precario y dando servicio eléctrico a viviendas, siendo el producto final
esperado de este componente la cantidad de viviendas beneficiadas. Con este producto se
contribuyó a mejorar la cobertura eléctrica nacional y la calidad del servicio eléctrico. El
Componente II contó con 97% de los recursos del programa para expansión y mejora de
la red eléctrica de distribución a través de la instalación de postes, transformadores,
circuitos eléctricos en 220 voltios y reforzamiento de alimentadores, principalmente.
El programa benefició 103.172 viviendas, 30.874 viviendas se conectaron al servicio
eléctrico por primera vez y 72.298 recibieron mejoras en su servicio eléctrico. La meta
total fue superada dado que se esperaba beneficiar 57.290 viviendas. Las metas
establecidas fueron superadas por dos razones principales: (i) por un lado se generaron
ahorros durante el proceso licitatorio por un total de US$2 millones lo que permitió
incorporar más viviendas. Este ahorro se debe a que el costo de construcción de los
proyectos resultó ser inferior al costo referencial de licitación; y (ii) por otro lado, se
contó con una mayor participación de contratistas locales en los procesos de licitación lo
cual resultó en una reducción de costos por procesos competitivos. Al mismo tiempo el
MEER llevó a cabo un proceso de revisión y actualización de las viviendas que poseen
servicio eléctrico de calidad deficiente y de viviendas sin servicio eléctrico, utilizando la
base de datos de las EED. Este proceso de revisión resultó en que un mayor número de
viviendas poseían servicio eléctrico de calidad deficiente. Ver Informe Final.
7
Con la aprobación de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica en 2014, CONELEC se
convierte en ARCONEL. Las funciones de CONELEC son administradas por ARCONEL. Dado que
durante la ejecución del programa CONELEC era la entidad responsable, el documento hará referencia a
CONELEC.
8
El PMR del programa está en proceso de actualización en los sistemas del Banco.
9
Los estudios de pre-inversión generaron diseños y especificaciones técnicas para nuevos proyectos
FERUM según la demanda de las comunidades bajo el área de acción de las EED. La información de
respaldo fue enviada a la Representación del BID en Ecuador en CD y está registrada con el número de
comunicación CAN/CEC-160-2015.
9
Con lo anterior se confirma el apego a la lógica vertical del programa. Los productos
financiados bajo el Componente I en cuanto a capacitación, facilitaron el alcance del
resultado inmediato asociado al entendimiento y empoderamiento de la metodología de
eficiencia económica para la priorización de los proyectos. Los proyectos filtrados y
priorizados con el resultado anterior, fueron financiados con el Componente II,
generando los productos respectivos de viviendas beneficiadas con servicio eléctrico en
zonas rurales y UM, así como viviendas beneficiadas con un servicio eléctrico mejorado.
Estos productos resultaron en el aumento de la cobertura nacional.
b. Resultados Logrados
El programa logró los resultados esperados al aumentar y mejorar el acceso de la
población rural y UM a la energía eléctrica. La capacitación brindada incrementó la
capacidad institucional de funcionarios dedicados a la ER en la formulación, ejecución,
monitoreo y evaluación de proyectos en zonas rurales y UM. Por último se logró
financiar un programa eficiente de inversiones en proyectos de ER en apoyo al FERUM.
Tabla 1. Cambios a la Matriz de Resultados10
Sección de
la Matriz
de
Resultados
donde los
cambios se
llevaron a
cabo
Cambio específico
realizado
Tipo de
cambio
Productos,
Componente
I, número de
personas
capacitadas
El número de
personas
capacitadas pasó de
15 personas según
matriz de resultados
original a 615.
Cambios en
los valores
meta de
planificación
inicial.
Productos,
Componente
I,/ número
de jornadas
de
capacitación
El número de
jornadas de
capacitación
aumentó de 5 a 23.
Cambios en
los valores
meta
Productos,
Componente
I, Estudios
de Preinversión
Estudios de Preinversión
clasificados por el
CONELEC y
aprobados por la
SENPLADES.
Nuevo
indicador
Razones para el cambio
Estos ajustes resultaron de la
participación de las 11 EED en
los procesos de capacitación,
con el apoyo del MEER y
CONELEC, lo que contribuyó a
reducir el costo de las
capacitaciones con un mayor
alcance.
Estos ajustes resultaron de la
participación de las 11 EED en
los procesos de capacitación,
con el apoyo del MEER y
CONELEC, lo que contribuyó a
reducir el costo de las
capacitaciones con un mayor
alcance.
Este indicador se integró para
apoyar al MEER a contar con
una cartera de nuevos proyectos
con diseños finales para futuros
financiamientos. Se priorizó esta
actividad, una vez que con
información de los procesos de
licitación
concluidos,
se
10
Fecha de
cambio
Fecha de
cambio
acordado
con OE
Septiembre
de 2012
Septiembre
de 2012
Septiembre
de 2012
Septiembre
de 2012
Septiembre
de 2012
Septiembre
de 2012
Los cambios de la matriz de resultados incluidos en esta tabla hacen referencia a los originalmente
aprobados por el Directorio del BID.
10
Sección de
la Matriz
de
Resultados
donde los
cambios se
llevaron a
cabo
Productos,
Componente
II,
Viviendas
Beneficiadas
Cambio específico
realizado
El número de
viviendas
beneficiadas
cambió de 240.000
(previa elegibilidad
del programa) a
57.290.
Tipo de
cambio
Cambios en
los valores
meta
Razones para el cambio
revisaron los costos finales de
los proyectos del programa.
El valor meta de diseño no pudo
ser confirmado durante el taller
de arranque de la operación
donde se ajustó al valor actual
reportado por el ejecutor.
11
Fecha de
cambio
Fecha de
cambio
acordado
con OE
Septiembre
de 2012
Septiembre
de 2012
Tabla 2. Matriz de Resultados Alcanzados11
Resultado/Indicador
Resultado #1:Metodología de eficiencia económica
aplicada en los proyectos de la cartera FERUM
Resultado #2:Cobertura del servicio eléctrico en el
Unidad de
Medida
Valor de
Línea de
Base
Año de Línea
de Base
Medio de Verificación
% de proyectos
filtrados por la
metodología
0
2012
Informe de Evaluación
Económica y Financiera
%
93.35
2010
Estadísticas del CONELEC
país
Resultado #2:Cobertura del servicio eléctrico rural
%
89.50
Registros Estadísticos del
CONELEC
2010
Valor de Meta Original
Valor de Meta revisado
Valor alcanzado
100
100
100
Valor de Meta Original
95,18
Valor de Meta revisado
N/A
Valor alcanzado
97,04
Valor de Meta Original
92
Valor de Meta revisado
N/A
92,27
Valor alcanzado
Resultado #2:Cobertura del servicio eléctrico urbano
%
94.70
Registro Estadístico del
CONELEC
2010
Unidad de
Medida
Valor de
Línea de
Base
Año de Línea
de Base
Medio de Verificación
#
0
2012
Informe de Avance
Componente #1:Jornadas de capacitación y
promoción impartidas
Talleres
0
2012
Informe de Avance
Componente #1: Estudios de Pre-inversión
clasificados por el CONELEC y aprobados por la
SENPLADES
Estudios
0
2012
Informe de Avance
Componente #1: Promoción de Usos Productivos de
la energía
Estudios
0
2012
Informe de Avance
Componente #2:Viviendas Beneficiadas
Viviendas
0
2012
Informe de Avance
Producto/Indicador
Componente #1:Número de personas capacitadas
11
Valor de Meta Original
98
N/A
98,09
Valor de Meta revisado
Valor alcanzado
Metas y Resultados Alcanzados
Valor de Meta Original
Valor de Meta revisado
Valor alcanzado
Valor de Meta Original
Valor de Meta revisado
Valor alcanzado
Valor de Meta Original
Valor de Meta revisado
Valor alcanzado
Valor de Meta Original
Valor de Meta revisado
Valor alcanzado
Valor de Meta Original
Valor de Meta revisado
Valor alcanzado
Los valores utilizados en esta tabla son tomados de la versión final de Reporte de Progreso del Monitoreo (PMR).
12
Fecha en la que
las metas fueron
alcanzadas
Metas y Resultados Alcanzados
615
400
385
23
10
10
200
12
9
1
1
1
240.000
57.290
103.172
Septiembre de
2012
Agosto de 2014
Agosto de 2014
Agosto de 2014
Fecha en la que
las metas fueron
alcanzadas
Agosto de 2014
Agosto de 2014
Agosto de 2014
Agosto de 2014
Agosto de 2014
c. Análisis de la Atribución de los Resultados
La Evaluación de Impacto (EI) propuesta durante el diseño del programa estaba basada en la
ejecución multianual de los proyectos evaluados. Los proyectos se ejecutarían en fases anuales,
lo cual permitía definir grupos de control y tratamiento comparables, y así estimar los impactos a
través de métodos de “pareamiento” (matching). Una vez otorgada la elegibilidad para ejecución
del programa, el OE propuso un esquema de ejecución en el cual todos los proyectos
seleccionados podrían ser ejecutados en el mismo año. Eso implicó la revisión de la metodología
de EI inicialmente planteada, iniciándose un proceso de análisis de metodologías alternativas, en
específico aleatorización y regresión discontinua, a fin de determinar cuál de ellas podría ser
aplicable dado el nuevo escenario de ejecución. Considerando estos cambios, el equipo de la EI,
recomendó postergar la realización de la EI y programarla bajo la nueva operación de
financiamiento Electrificación Rural y Urbano Marginal II (3087/OC-EC)12.
Dado que la EI13 inicialmente propuesta fue postergada, el proyecto no cuenta con estimaciones
de impactos ni de la atribución de ellos a nivel de hogar. Sin embargo, gracias a la información
levantada a través de las Encuestas de Hogares (EH)14 y la línea base realizada en el marco del
nuevo programa 3087/OC-EC, es posible evaluar los resultados intermedios, a saber: consumo
de energía y calidad del acceso, a fin de evaluar resultados atribuibles al proceso de
electrificación.
La información proveniente de la línea base de la EI fue utilizada como proxy de la población
beneficiaria del programa15. Con ello, se estima que ex-ante las familias beneficiadas consumían
en promedio 118 kWh/mes. Para crear un “contrafactual” sobre la situación de familias similares
a las del programa una vez con acceso formal a la energía, se utilizaron las características
socioeconómicas levantadas a través de la línea de base16 y a través de un proceso de matching.
Con los datos del Censo 2010 fue posible estimar que familias con características similares a las
familias identificadas en los proyectos del programa, pero con acceso formal a la energía
gastaban cerca de 12 dólares/mes en el año 2010, lo cual se estima representa un consumo de 95
kWh/mes17.
12
Programa de Electrificación Rural y Urbano-Marginal del Ecuador II (FERUM II) , EC-L1128, aprobado el 20 de
noviembre de 2013.
13
Ver Anexo sobre Evaluación de Impacto.
14
Entre mayo y julio de 2014, se realizó el levantamiento de la línea de base de la EI. Se encuestaron 1.929
viviendas en 384 comunidades del Ecuador. La línea de seguimiento de esta EI está prevista para el mes de octubre
de 2015. Para mayores detalles sobre los resultados de la línea de base. Ver IDBDOCS-#39640114-Presentation
Resultados EI.
15
Dado que el programa se basa en la autoselección de las familias, es posible suponer que la participación a nivel
nacional así como la representación de los sectores urbano y rural mantendrían proporciones similares durante la
ejecución del programa y de la operación 3087/OC-EC, pues la variable de selección no depende de las instituciones
directamente. Los resultados de la línea base, nos permiten caracterizar a las familias beneficiarias antes de la
intervención en términos socioeconómicos y energéticos.
16
Las características utilizadas fueron: (i) ubicación geográfica; (ii) tipo de vivienda; (iii) tipo de acceso principal a
la vivienda; (iv) tipo de material del piso de la vivienda; (v) tipo de servicio higiénico, (vi) numero de cuartos; y (v)
tenencia de medidor.
17
Se considera que el promedio de gasto a nivel nacional equivale a US$17,3/mes y que está asociado a consumos
cercanos
a
los
130
kWh/mes.
Fuente:
http://www.ecuadorencifras.gob.ec/documentos/webinec/Encuestas_Ambientales/Ambientales2012dic/Presentacion_Comparables_Practicas_Hogares.pdf
13
Dado el nivel de consumo de energía registrado, se puede inferir que el programa tendría dos
efectos relevantes. Por un lado la reducción de pérdidas eléctricas que permite recuperar energía
de clientes informales, que antes no se facturaba, y por el otro, por el aumento directo del
consumo de energía de los nuevos usuarios al contar con servicio las 24 horas del día.
Los indicadores de impacto, sugeridos durante el diseño, no pueden ser cuantificados en esta
fase. Sin embargo, los indicadores intermedios permiten conectar los impactos a nivel de
beneficiario final, con los resultados del programa, al ampliar el acceso a la energía eléctrica de
la población. La literatura internacional provee evidencia para justificar que un mejoramiento de
las condiciones de acceso a la energía puede generar impactos en otras esferas del desarrollo
humano (calidad de vida, cambios de hábitos, etc.).
Cuantificar estos impactos es el objetivo de la EI de la operación 3087/OC-EC actualmente en
ejecución (Ver avances de la EI de la operación 3087/OC-EC, IDBDOCS-#39640114Presentation Resultados EI).
d. Resultados Imprevistos
Durante la ejecución del programa se identificó la reducción de las pérdidas eléctricas (medido
en porcentaje) como un nuevo indicador de resultado más allá de la cobertura eléctrica, asociado
al programa y relacionado con la mejora de la calidad del servicio. La contribución del programa
a este indicador nacional fue de 0.19%, equivalente a recuperar 38 Giga-Vatios hora (GWh, por
sus siglas en inglés) anuales de energía. Estos valores se traducen en ingresos anuales adicionales
al sector por recuperación de energía antes no facturada, en cerca de US$3.3 millones anuales.
Este indicador está directamente asociado a los resultados que se obtienen durante la ejecución
de proyectos en zonas UM, donde a raíz de la mejora de las redes de distribución se recupera
energía antes no facturada en conexiones ilegales y por mejora o instalación de equipos de
medición en usuarios del servicio.
Con el fin de impulsar el desarrollo de proyectos productivos basados en la energía eléctrica,
como un beneficio nuevo de la ER, el programa también contribuyó a desarrollar la metodología
para evaluar el potencial productivo de las comunidades rurales y UM a partir del uso de la
energía eléctrica. Con esta metodología se identificaron y seleccionaron proyectos productivos
comunitarios18, los cuales tomaron mayor relevancia con la ejecución de una de las iniciativas
identificadas y evaluadas. Se llevó a cabo la evaluación de factibilidad de 60 propuestas de
proyectos productivos comunitarios, de las cuales, el programa apoyó con el financiamiento del
proyecto productivo “Centro de Acopio de Leche María Milán19”. El programa financió el
proyecto de electrificación en la comunidad y la construcción y equipamiento de un centro de
acopio de leche. Esta unidad productiva beneficia a las Comunidades Prado 1 y Prado 2 del
sector Santa María Milán, Cantón Cayambe en la Provincia de Pichincha. Cerca de 106 familias
productoras de leche de la zona incrementaron el valor y calidad de su producción lechera por
18
No incluido en la matriz de resultados ni en el PMR.
Durante años, los pequeños productores de esta comunidad han atravesado por múltiples dificultades para la venta
de la leche debido principalmente, a la falta de medios para mejorar la calidad del producto y a la ausencia de un
espacio comunitario para ofertar conjuntamente su producción.
19
14
contar un centro de acopio comunitario que cuenta con la primera certificación de calidad en
procesos de acopio de leche en la zona, donde las familias productoras de leche llevan la leche
recién ordeñada al centro de acopio para mantenerla refrigerada y en condiciones higiénicas.
Mediante el uso productivo de la electricidad, la población de estas comunidades han mejorado
la calidad de la leche que producen diariamente y han mejorado su posicionamiento en el
mercado mediante la comercialización colectiva generando así, mayores y más estables ingresos
económicos y, en definitiva, un crecimiento de la calidad de vida de las familias beneficiadas.
(Ver video resultados FERUM). 20
2.1
Eficiencia
Para evaluar la eficiencia de la intervención, se presentan los principales hallazgos del Análisis
Costo Beneficio (ACB), siguiendo lo establecido durante el diseño de la evaluación y con el fin
de confirmar los supuestos iniciales. Mediante este análisis se evalúa la medida en que los
beneficios del proyecto superaron los costos del proyecto. A continuación se incluyen los
principales hallazgos identificados, el método utilizado, alcance del análisis, supuestos
realizados, cálculo de los ingresos y costos y los resultados del análisis de sensibilidad.
El ACB buscó calcular los beneficios sociales netos de los proyectos de ER y UM, valorada en
unidades monetarias (en términos de un numerario)21. Para poder computar los costos y
beneficios de los proyectos, y efectuar este análisis, se hizo un número considerable de supuestos
de modelación. Parte de la información tomada fueron los supuestos adoptados en el ACB ex
ante del programa y por el MEER.
Para los casos de la evaluación de proyectos de distribución de electricidad, los costos son
principalmente las inversiones necesarias, así como también los costos de operación y
mantenimiento (O&M) y la energía a ser suministrada. La importancia relativa de estos costos
depende del tipo de usuario que sea afectado por el proyecto: en el caso de clientes existentes las
inversiones son relativamente menores que en el caso de clientes nuevos. Así, en relación a los
costos financieros (egresos) de los proyectos, éstos incluyen las inversiones requeridas por el
proyecto (tanto el valor inicial como el valor de salvamento), los egresos por O&M asociados y
el egreso en concepto de generación y transmisión del nuevo volumen de energía suministrado a
raíz del proyecto (egresos por la compra de energía).
Con respecto a los costos económicos, tanto en el caso de las inversiones como en los costos por
O&M, son computados como los costos financieros por sus respectivas Razones de Precio de
Cuenta (RPC). En relación a los costos de energía, estos incluyen los requerimientos adicionales
de energía asociados a los proyectos (teniendo en cuenta pérdidas eficientes), así como la
valoración de los kWh que dejan de consumirse en los casos en que aumenta la tarifa (esto es, el
área debajo de la curva de demanda entre las kWh consumidos con y sin proyecto, donde los
primeros son menores que los segundos); todo esto valorado a su respectivo precio de cuenta.
Por el lado de los beneficios, estos se derivan principalmente del acceso al servicio de
electricidad, en el caso de viviendas sin servicio (clientes nuevos) y a la mejora del servicio
20
DEO FERUM BID. En proceso de publicación.
Esta metodología es la utilizada en las evaluaciones previas realizadas por el consultor Ignacio Coral Martínez y
en el Informe de Sustentabilidad de los Proyectos de los Programas FERUM Sujetos al Financiamiento del Préstamo
BID N° 2608/OC-EC del MEER, por lo que se encuentra documentada y no ahondaremos aquí en su descripción.
21
15
prestado en el caso de clientes existentes. Específicamente, los beneficios financieros (ingresos)
derivados de los proyectos de electrificación se relacionan con los ingresos adicionales que se
generan por el aumento de clientes servidos por la red de distribución eléctrica (tanto mediante el
pago del cargo variable como por los cargos fijos). En los proyectos de mejora, además, se ha
supuesto en el análisis que aumenta la tarifa pagada por clientes pre-existentes al mejorar la
calidad del servicio.
En el caso de los beneficios económicos de los proyectos, por su parte, se consideran tres tipos
de beneficios: los relacionados a la variación en la cantidad de electricidad consumida, y en
la valoración de la misma a causa del proyecto; los “beneficios por sustitución de demanda”
(se refieren a los recursos liberados que surgen de la sustitución de otras fuentes de energía por la
electricidad); y finalmente “beneficios por calidad de vida” (beneficios relacionados con
mejoras en la salud, alimentación, entre otros).
A continuación se presentan los resultados agregados de la evaluación, teniendo en mente los
criterios de sostenibilidad, donde el valor presente de los ingresos por venta de energía supere al
valor presente de los costos distintos de la inversión y de bondad económica, es decir, que el
Valor Presente Neto Económico (VPNE) sea mayor que cero.
Según el anexo de análisis económico ex ante del programa, el universo de proyectos
considerados en la evaluación alcanzaba 1.934, los cuales fueron evaluados y clasificados en tres
tipos, resultando en cerca de mil proyectos, los cuales se distinguen en: (i) proyectos con valor de
facturación mayor que el costo total de O&M e inversión, 378 proyectos; (ii) proyectos con valor
de facturación mayor al costo de O&M, 390 proyectos; y (iii) proyectos con valor de facturación
menor que el costo de O&M, 232 proyectos. Con la información disponible ex-ante, no se pudo
confirmar si el número de clientes asociados a estos proyectos y reflejado en el valor de línea de
base de diseño, igual a 240.000 clientes correspondía al universo de proyectos, o al total de
proyectos clasificados. El VPNE reportado equivale a US$198 millones y se menciona que la
evaluación cumple con los criterios de sostenibilidad considerados: (i) TIRE>12%; (ii) costo de
proyectos menor que US$2.000/vivienda; y (iii) Valor Presente de facturación ≥ VP O&M.
Del informe final del OE, se conoce que el número de proyectos ejecutados asciende a 1.400 de
la clasificación antes mencionada, con 103 mil viviendas beneficiadas. El costo promedio de los
proyectos financiados se ubica en US$1.900/vivienda. Considerando los criterios de
sostenibilidad de diseño, el presente análisis expost muestra un VPNE favorable de US$146
millones. El valor presente de ingresos por venta de energía menos valor presente de egresos
distintos a inversión (VPION) suma US$88.4 millones, lo que confirma igualmente la
sostenibilidad financiera del programa prevista durante el diseño.
Para complementar el análisis, se muestran los resultados que surgen de la información provista
y supuestos adoptados durante el diseño del programa, los resultados que surgen de la
modificación de algunos de los supuestos, tomados de forma aislada, y las sensibilidades
calculadas.
16
Tabla 3: Pérdidas de electricidad
Supuesto MEER
Supuesto
escenario base
Sensibilidad
Pérdidas proyecto 5% inmediatamente luego del proyecto
Pérdidas siguen un patrón de decaimiento y alcanzan el 5%
luego de un período de tiempo. Caso base: 5 años
Caen a 5% al cabo de 3 años
Caen a 5% al cabo de 7 años
Pérdidas 5%
Pérdidas anuales equiv. 5.63%
Pérdidas anuales equiv. 5.43%
Pérdidas anuales equiv. 5.81%
Tabla 4: Tarifas cobradas efectivas - % clientes dignidad
Supuesto
MEER
El 100% de los clientes de la distribuidora están sujetos a
la tarifa dignidad o a la tarifa completa (según consumo
medio total)
Supuesto
escenario base
Las distribuidoras poseen un % de clientes sujetos a tarifa
dignidad (que decrece en el tiempo) y otro % sujeto a
tarifa completa. Tarifa cobrada como promedio
ponderado para cada distribuidora.
Caso base: tarifa promedio ponderada con un máximo
30% de clientes dignidad
Tarifa promedio ponderada con un máximo 40% de
clientes dignidad
Sensibilidad
Tarifa promedio ponderada con un máximo 20% de
clientes dignidad
Cargo variable promedio general:
0.0650 US$/kWh
Cargo fijo promedio general: 1.006
US$/vivienda
Cargo variable promedio general:
0.0748 US$/kWh
Cargo fijo promedio general: 1.119
US$/ vivienda
Cargo variable promedio general:
0.0727 US$/kWh
Cargo fijo promedio general: 1.089
US$/ vivienda
Cargo variable promedio general:
0.0759 US$/kWh
Cargo fijo promedio general: 1.135
US$/ vivienda
Fuente: Consultor Rodríguez Pardina
Tabla 5: Generación hidroeléctrica
Supuesto MEER
Supuesto escenario base
Sensibilidad
Porcentaje de generación hidro de 62%
El porcentaje de generación hidro
aumentará, generando una disminución en
el factor de cuenta de la energía
Caso base: generación hidro 80%
Generación hidro 75%
Generación hidro 85%
FC Energía: 1.839
FC Energía: 1.374
FC Energía: 1.502
FC Energía: 1.227
Fuente: Consultor Rodríguez Pardina
El análisis de sensibilidad considera de manera resumida, los siguientes supuestos:
Tabla 6: Supuestos adoptados en el Caso Base – Comparación con MEER y sensibilidades
Caso
Base
Criterio
Valor
5% en 5
años
5.63%
Pérdidas
MEE
R
Sensib
5% en 0 5% en 3
años
/ 7 años
5%
5.43% /
5.81%
Clientes dignidad
Generación hidro
Caso
MEE
Caso
Sensib
MEER
Sensibilidad
Base
R
Base
%
Usuar. Usuar.
Gen. hidro Gen. hidro
Usuar.
% Gen. hidro
heterog. homog.
esperada
actual
dignidad
100% / 20% /
30%
0%
40%
80%
62%
75% / 85%
dignidad
dignidad dignidad
Fuente: Consultor Rodríguez Pardina
17
A continuación se muestran los resultados en términos de VPNE y VPION.
Tabla 7: Resultados escenario base
Seleccionados
VPNE total
F2011
196
45.860.993
189
96%
7.485.406
F2012
135
7.358.025
135
100%
1.585.878
85
63%
FO
892
87.172.886
858
96%
47.605.301
817
92%
F13R
106
3.211.174
106
100%
292.702
69
65%
FSALDO
52
2.641.190
50
96%
1.431.437
32
62%
1.381
146.244.268
1.338
97%
88.400.724
1.182
86%
Proyectos
Total
%
Proyectos
VPNE > 0
VPION
total
#
%
Proyectos Proyectos
VPION > VPION >
0
0
179
91%
#
Proyectos
VPNE > 0
22
Fuente: Consultor Rodríguez Pardina
Prácticamente la totalidad de los proyectos seleccionados poseen un valor presente neto
económico positivo, cumpliendo así con el criterio de elegibilidad. La mayoría, también, son
sostenibles, es decir que el valor presente de los ingresos que generan por la venta de energía
supera al valor presente de los costos operativos (esto es, excluida la inversión). Los resultados
de las sensibilidades, en términos de porcentaje de proyectos con VPNE positivo y porcentaje de
proyectos sostenibles (VPION positivo) de entre los elegidos, se muestran en la tabla 7.
Tabla 8: Resultados sensibilidades
Proyectos
Pérdidas
Clientes dignidad
Generación hidro
5.43%
5.81%
20%
40%
75%
85%
% Proyectos seleccionados con VPNE>0
F2011
96%
96%
96%
96%
95%
98%
F2012
100%
100%
100%
100%
99%
100%
FO
96%
96%
96%
96%
95%
97%
F13R
100%
100%
100%
100%
100%
100%
FSALDO
96%
96%
96%
96%
90%
96%
% Proyectos seleccionados con VP Ingresos Netos>0
F2011
91%
91%
91%
91%
n.c.
n.c.
F2012
63%
63%
64%
63%
n.c.
n.c.
FO
92%
92%
92%
91%
n.c.
n.c.
F13R
65%
65%
66%
62%
n.c.
n.c.
FSALDO
62%
62%
62%
62%
n.c.
n.c.
Fuente: Consultor Rodríguez Pardina
22
Durante la evaluación los proyectos, estos fueron nombrados según la fecha en la cual fueron financiados y según
el tipo de recursos: ahorros, recursos locales.
18
Los resultados de las evaluaciones en términos de porcentaje de proyectos elegidos con valor presente neto económico e ingresos
operativos netos, no varían significativamente ante las sensibilidades efectuadas; indicando robustez en los resultados. La sensibilidad
sobre las pérdidas técnicas no tiene un efecto considerable en los resultados, dejando invariante el porcentaje de proyectos con VPNE
y VPION positivos. El VPION, como era de esperarse, es la medida relativamente más sensible a cambios en los supuestos sobre el
porcentaje límite de clientes abarcados por la tarifa dignidad, aunque en promedio el VPION varía entre un +4% y un -8%, lo que
prácticamente no afecta el porcentaje de proyectos con VPION positivo. Finalmente, y para todos los proyectos, el VPNE parece ser
relativamente más sensible al factor de cuenta de la energía (que varía según el supuesto del porcentaje de generación hidroeléctrica
que se tome), sin embargo en las sensibilidades el mismo no varía más de un +/-5%, en promedio, lo que hace que el porcentaje de
proyectos con VPNE positivo varíe muy poco.
Tabla 9. Costos del Proyecto
Componente
Producto
Componente I
Fortalecimiento
Institucional,
Capacitación, y
Estudios
Número de
personas
capacitadas
Jornadas de
capacitación
y promoción
impartidas
Estudios de
Preinversión
Promoción
usos
Productivos
Costo Total Planeado
(US$ en miles) (año)
Costo Total Revisado
(US$ en miles)
(Año)
BID
Local
Total
BID
Local
Total
%
350
0.0
350
0,6
10
0
500
0.0
500
0,98
505
600
0.0
600
1,0
0
0
0
38.5
50
14.000
40.0
00
14.000
Costo Total Actual
(US$ en miles)
(año)
Local
Total
%
BID
%
10
0,01
0
10
10
0,02
0
505
0,92
0
70,18
70,18
0,13
1.000
0
1.000
1,82
933,76
0
933,76
1,71
0
0
0
0
0
364,1
0
364,1
0,67
52. 550
95,2
38.485
14.000
52.484
95,6
38.667,20
14,199.03
52.866,23
96,57
54.00
97.9
40.000
14.000
54.000
98,4
39.965,06
14.279,21
54.244,27
99,15
23
Componente II Viviendas
Financiamiento Beneficiadas
a
Proyectos
FERUM
Sub-Total (Componentes)
23
Por favor ver sección de hallazgos del documento.
19
Administración
Costos24
Total (Proyecto)
2.1
y
Otros
0.0
1.150
1.150
2,0
0
881
881
1,6
34,97
462,82
497,79
0,91
40.0
00
15.150
55.150
100
40.000
14.881
54.881
100
40.000
14.742
54.742
100
Relevancia
La distribución de electricidad es un eje estratégico para el desarrollo de las sociedades. Es así que en el proceso de consolidación del
nuevo modelo económico del Ecuador, el desarrollo y el fortalecimiento de la distribución de energía eléctrica es prioritario para
alcanzar los objetivos establecidos en el Plan Nacional para el Buen Vivir (PNBV) 25, y en las políticas del MEER26.
En este sentido, el GdE está comprometido en apoyar de manera decisiva las acciones que deban llevarse a cabo en cada una de las
EED para alcanzar estos objetivos27. Bajo este contexto, la ER juega un rol relevante para la sociedad. El FERUM fue creado para
apuntalar los objetivos de acceso a la energía y tiene como finalidad incrementar la cobertura eléctrica y mejorar los sistemas
eléctricos en los sectores rurales y UM.28
Estas prioridades no cambiaron durante la ejecución del programa, por el contrario, se evidenció la necesidad de contar con una
metodología económica financiera similar para la evaluación de proyectos de ER aislada de la red eléctrica, así como para impulsar el
desarrollo de proyectos productivos en comunidades rurales que reflejen el beneficio de la electrificación más allá de la iluminación.
24
Intereses, auditorías, imprevistos/contingencias, y otros costos que no están relacionados con productos.
Plan Nacional para el Buen Vivir 2009-2013. http://www.senplades.gob.ec/Política 1,8.b “Desarrollar iniciativas intersectoriales articuladas para la prestación
de servicios públicos que promuevan la equidad territorial y los derechos de la población rural, así como la inclusión social y económica de poblaciones con
discriminaciones múltiples”.
26
Desde el año 1999 al 2006, el GdE a través del FERUM invirtió US$259 millones. En el período 2007-2014 las inversiones se han duplicado, alcanzado
US$440 millones.
27
Artículo 314, de la Constitución de la República del Ecuador; “El Estado es responsable de la provisión del servicio público de energía eléctrica”.
28
Artículos No. 62 y 63, de la LRSE; “El Estado promoverá los proyectos de desarrollo de energización rural y electrificación urbano marginal...” Mandato
Constituyente No. 15, Art. No. 3; “.FERUM, se financiará con recursos del Presupuesto General del Estado...”.
25
20
En línea con estos objetivos, los proyectos de infraestructura del Componente II, se ejecutaron
con alta prioridad en un periodo de un año y medio, lo cual se considera un éxito de ejecución
por el número de proyectos de ER y UM involucrados, y por el nivel de coordinación
institucional requerido entre MEER, CONELEC y las EED. La brecha restante de 3% para
alcanzar los más altos niveles de cobertura incluye principalmente la electrificación de
comunidades geográficamente alejadas de la red eléctrica y que requieren de otros esquemas de
electrificación sostenibles. Los índices de cobertura país alcanzados al cierre del programa,
posicionan al Ecuador muy cerca del tercio superior, entre los países de América Latina y el
Caribe con mayor cobertura eléctrica.
2.2
Sostenibilidad
Durante el diseño del programa se identificaron riesgos, la mayoría de nivel medio, relacionados
con: (i) sostenibilidad ambiental; (ii) rendición de cuentas; (iii) fiduciarios; y (iv) sostenibilidad.
Como se describe en los documentos de evaluación ex-post ambiental, económico-financiero,
técnico y fiduciario, que forman parte de este PCR; estos riesgos nunca se materializaron. La
ejecución de los proyectos del programa cumplió con las recomendaciones del Informe de
Gestión Ambiental y Social. Los informes financieros se entregaron según lo descrito en el
contrato del crédito. Si bien hubo demoras en el proceso de cumplimiento de las cláusulas de
elegibilidad, éstas se cumplieron en su totalidad. Los procesos de licitación se ejecutaron de
manera expedita permitiendo la contratación de los primeros mil proyectos en un periodo de 6
meses, además de su construcción durante el siguiente año. El presupuesto asignado para la
construcción de los proyectos facilitó la construcción de un mayor número de proyectos por
ahorros debidos a procesos de adquisiciones competitivos. La provisión del servicio se confirmó
como sostenible con el uso de la metodología económica-financiera para la selección de los
proyectos para construcción.
En Ecuador, el Estado es el responsable de la provisión del servicio público de energía eléctrica.
El Estado garantiza que los servicios públicos y su provisión respondan a los principios de
obligatoriedad, generalidad, uniformidad, eficiencia, responsabilidad, universalidad,
accesibilidad, regularidad, continuidad y calidad29. Asimismo, el Estado dispone que los precios
y tarifas de los servicios públicos sean equitativos, y establece su control y regulación bajo la
responsabilidad de la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL).
Ecuador cuenta con una estrategia sectorial definida a través de los documentos rectores, el
PNBV y el Plan Maestro de Electrificación de Ecuador 2013-2022 (PME)30. El PNBV incluye el
Cambio de la Matriz Productiva y del Cambio de la Matriz Energética (CME) para mejorar la
calidad de vida de la población. El CME implica una transición hacia una matriz basada
mayoritariamente en hidroelectricidad para garantizar la oferta eléctrica. Por el lado de la
demanda, se desarrollan iniciativas que motivan el uso de electricidad, con beneficios
macroeconómicos para el país en el mediano y largo plazo, por reducción de combustibles
importados y subsidiados en otros sectores de la economía31. La migración hacia el uso
29
Así está establecido en la Constitución de la República del Ecuador.
Plan Maestro de Electrificación de Ecuador 2013-2022.
31
La operación, Apoyo al Cambio de la Matriz Energética del Ecuador, EC-L1140, describe el alcance de estas
acciones. El monto asociado a subsidios a combustibles importados, disminuyó en 2014, a raíz de la caída en los
precios de petróleo, facilitando el acompañamiento a estrategias para su eliminación.
30
21
generalizado de la electricidad en sustitución de combustibles fósiles, es el mecanismo propuesto
por el GdE para promover la reducción de la dependencia de dichos combustibles.
Tanto la Constitución de la República, como la estrategia sectorial y las iniciativas y proyectos
en los que el país está embarcado confirman el compromiso de garantizar la sostenibilidad y
continuidad de los proyectos de ER en zonas rurales y UM. En particular, la sostenibilidad del
programa se propuso a través de la evaluación económica financiera de los proyectos FERUM.
Ver informe de consultoría evaluación técnica, económica y financiera de los proyectos de
electrificación.
En línea con la política de Servicios Públicos (PSP) del BID, y siguiendo lo establecido en la
Constitución de Ecuador, los proyectos financiados por el GdE deberán contribuir con la
sostenibilidad del sector. La metodología económica financiera desarrollada bajo el programa,
tiene como principio central que el Valor Presente de Facturación (VPF) debería ser igual o
mayor que el Valor Presente de la Operación y Mantenimiento (O&M) de los proyectos
financiados tomando como referencia una tasa interna de retorno (TIRE) igual al 12% (ver anexo
análisis económico de la operación 2608/OC-EC). El principio de sostenibilidad incluye un
horizonte de 20 años representado por la vida útil de los activos financiados. Adicionalmente la
participación de las EED para garantizar la operación del sistema es parte del esquema de
sostenibilidad.
Durante el diseño del programa, se analizó la sensibilidad de la sostenibilidad de las inversiones
al valor de la tarifa eléctrica y al número de proyectos financiados en las viviendas que poseen
servicio eléctrico de calidad deficiente. El modelo indica que una mayor tarifa eléctrica, mejora
el ingreso por facturación por encima del costo de O&M. Por su lado, los proyectos financiados
en viviendas que poseen servicio eléctrico de calidad deficiente aunque siendo de mejor costo de
implementación que los proyectos de vivienda sin servicio eléctrico, benefician a un mayor
número de personas a menor costo. Con esto, la sensibilidad de estas variables quedó demostrada
al financiar un mayor número de proyectos utilizando la metodología de sostenibilidad (se
seleccionaron 1.167 proyectos, de una base conformada por 1.934 propuestas), beneficiando más
de 103 mil clientes por aumento en viviendas que poseen servicio eléctrico de calidad deficiente.
El VPN de facturación resultó en US$88,4 millones.
III.
Criterios no centrales
3.1
Contribución a los Objetivos Estratégicos del Banco
El programa contribuye con los objetivos estratégicos y prioritarios del Noveno Aumento
General de Capital (GCI-9) del BID al: (i) apoyar a países pequeños y vulnerables; (ii) reducir la
pobreza y promover la equidad; y (iii) contribuir a las iniciativas de cambio climático, energía
sostenible y sostenibilidad del medio ambiente. Esta contribución se da a través del incremento
de personas con acceso a la electricidad, lo cual promueve la equidad y reduce la pobreza al
mejorar la calidad de vida de los beneficiarios del programa. El programa contribuyó en los
temas de mitigación al cambio climático, energía sostenible y sostenibilidad del medio ambiente
al haber reducido las pérdidas de energía a través de la mejora en la red de distribución eléctrica,
lo cual significa un uso más eficiente de la energía generada y una reducción en el consumo
energético del país sin impactar el crecimiento y sin incrementar la generación de electricidad.
22
3.2
Contribución a los Objetivos de Desarrollo de la Estrategia País
El programa contribuye con los indicadores de (i) índice de cobertura del servicio eléctrico; y
(ii) índice de sostenibilidad y eficiencia de los servicios eléctricos de la Estrategia del Banco. El
programa logró implementar con éxito el uso de la metodología económico financiera que
permitió financiar únicamente proyectos FERUM que contribuyen con la sostenibilidad del
sector y con el aumento en el índice de cobertura eléctrica. La mejora de la eficiencia del servicio
eléctrico se cumplió con la reducción de las pérdidas de energía por mejora del sistema de
distribución y la incorporación de nuevos clientes al sistema comercial de las EED.
3.3
i)
Monitoreo y Evaluación (M&E)
Diseño del M&E
El M&E del programa planteaba realizar visitas técnicas semanales, mensuales y semestrales al
MEER y CONELEC para revisar el avance del programa y hacer los ajustes necesarios que se
deriven de su ejecución. Se planificaron reuniones semestrales para el monitoreo de resultados y
la revisión de las auditorías externas contables y operacionales del programa. La evaluación
propuesta para el programa constaba de una evaluación intermedia y final.
ii)
Implementación del M&E
El equipo de ejecución del proyecto llevó a cabo visitas técnicas semanales, mensuales y
semestrales con el MEER y CONELEC para revisar el avance del programa. Durante las
reuniones se validó el uso de los recursos del financiamiento, y se llevaron a cabo procesos y
controles internos operativos que se implementaron en el MEER y en CONELEC para la
ejecución del programa. El Sistema Administrativo Electrónico Contable utilizado por el GdE
(SISDATA) fue la principal fuente de datos e información de los indicadores de la matriz de
resultados. Los datos e información proporcionados por el SISDATA fueron confirmados y
validados con las EED, el MEER y CONELEC. Con la participación del equipo fiduciario del
BID, se validó en todo momento la elegibilidad de gastos con cargo a los recursos del programa,
previo a autorizar nuevos desembolsos.
La evaluación intermedia fue necesaria para verificar el avance hacia la consecución de metas de
la matriz de resultados; y la evaluación final para recabar la información de las metas cumplidas
que se reflejan en este documento.
iii)
Utilización del M&E
Durante el monitoreo de los indicadores del programa se utilizó la matriz de resultados a través
del PMR. También se utilizaron para monitorear y orientar la ejecución de las actividades del
programa, el Plan Operativo Anual (POA), el Plan de Adquisiciones y el Flujo de Caja. Al
comienzo del programa se realizó un taller de arranque utilizando la metodología de gestión por
resultados (PMR4R, por sus siglas en inglés) la cual incluye la revisión de los documentos de
ejecución, revisión y acuerdo final de los valores meta de los indicadores de la matriz de
resultados. Al inicio de la ejecución del programa se implementaron varios talleres de
capacitación y de trabajo en temas financieros y de adquisiciones, que impulsó la ejecución
inmediata de los proyectos del programa. La interacción continua del equipo del BID con el OE
ha resultado ser un gran mecanismo de implementación de monitoreo y verificación de
cumplimiento de los indicadores del programa.
23
3.4
Uso de Sistemas de Países
Desde el año 2008 el GdE inició la implementación de un Servicio Nacional de Compras
Públicas (SERCOP). A partir de ese año el FERUM inició su gestión con inversiones del GdE
cercanas a US$126 millones32. Para la ejecución de los proyectos, el MEER a través de las EED
utilizó el SERCOP, logrando la contratación de 100% de los proyectos financiados. El uso del
SERCOP para los proyectos seleccionados según criterio de sostenibilidad estuvo contemplado
en el programa.
El éxito en el uso del SERCOP respalda la estrategia de fortalecimiento y uso de los Sistemas
Nacionales de Compras Públicas (SNCP) según documento GN-2538, donde se busca fortalecer
los sistemas nacionales de los países miembros, con la intención de que dichos sistemas sean
utilizados en la ejecución de las operaciones financiadas por el BID. Con esta experiencia, en
noviembre de 2013, se acordó con el GdE el uso del SNCP para la operación 3087/OC-EC
(FERUM-II) el cual es parte de los siete proyectos pilotos que actualmente usan el SNCP para
contrataciones, dentro de los límites inferiores a procesos de licitación internacional.
Para evaluar la gestión fiduciaria del programa, se contrató una consultoría que llevó a cabo un
análisis de la estructura de gestión técnica y fiduciaria (compras públicas y gestión financiera), la
misma que incorpora al MEER, CONELEC y EED como organismos ejecutores que aplicaron la
gestión del mismo. Los resultados de esta evaluación confirman el uso de los procedimientos
incluidos en el convenio de ejecución del programa (Ver Informe de evaluación fiduciaria ex
post).
3.1
Salvaguardias ambientales y sociales
En cumplimiento con la Política de Medio Ambiente y de Salvaguardias OP-703 del BID, el
Programa fue clasificado para su aprobación como categoría B, es decir que requirió de un
análisis socio-ambiental. Sin embargo, debido a sus características y al hecho de que el área de
actuación e influencia del programa implicaba diferentes puntos del territorio ecuatoriano, se
activaron las directrices B3, B4, B5, B7, B.1133 de dicha Política, así como las Política de
Gestión del Riesgo de Desastres (OP-704) y de Pueblos Indígenas (OP-765).
CONELEC (actualmente ARCONEL) es la autoridad ambiental nacional y tiene la competencia
para regular ambientalmente al sector eléctrico de manera prioritaria frente a otras autoridades
ambientales sectoriales o seccionales. Le asiste además la potestad de revisar y aprobar los
estudios de impacto ambiental de proyectos eléctricos, así como el aplicar mecanismos de
seguimiento y control del cumplimiento de la legislación ambiental y de sus planes de manejo
ambiental.
Los proyectos que se contemplaron en el programa, involucran la construcción, ampliación o el
mejoramiento de redes de distribución eléctrica a media y baja tensión en zonas rurales y UM del
territorio nacional. De forma general, estos proyectos contemplan la instalación de: (i) postes
32
Información sobre FERUM.
Directrices: B3:The operation is screened and classified according to their potential environmental impacts; B4:
There are Associated Facilities relating to the investments being financed by the Bank, The Borrower/Executing
Agency exhibits weak institutional capacity for managing environmental and social issues; B5: An Environmental
Assessment is required; B7: The Bank will monitor the executing agency/borrower’s compliance with all safeguard
requirements stipulated in the loan agreement and project operating or credit regulations; B11: The operation has
the potential to pollute the environment (e.g. air, soil, water, greenhouse gases...).
33
24
para soportar el tendido eléctrico34; (ii) iluminación pública; (iii) y medidores eléctricos para
cada uno de los beneficiarios. Este tipo de proyectos tiene las siguientes características: (i) no
requieren de la conformación de una franja de servidumbre debido a que los niveles de tensión
son relativamente bajos35, salvo en los casos en que para servir a comunidades aisladas haya que
hacerlo a través de una línea de enlace, en cuyo caso la constitución de la franja correspondiente
restringe el uso del suelo a vegetación menor a 3 metros en cada eje de la línea; (ii) son
sumamente flexibles en el sentido que permiten fácilmente reacomodar las líneas para evitar
daños ambientales o impactos a la propiedad privada o comunal; y (iii) en casi la totalidad de los
casos la población, en su afán por tener o mejorar el servicio eléctrico está dispuesta a facilitar el
trabajo a las EED.
De la evaluación ambiental ex-post realizada, se confirmaron los siguientes resultados. Del total
de 185 proyectos revisados en la muestra solamente 11 requirieron de una licencia ambiental. Se
aplicó una ficha ambiental para cada proyecto de menor categoría ambiental, que incluyó la
preparación de un plan de manejo ambiental para las fases de construcción/instalación y
operación/mantenimiento, y la ejecución de al menos un proceso de socialización del proyecto y
sus impactos ambientales hacia las comunidades de su área de influencia. Durante la ejecución
del programa CONELEC mantuvo vigente y en uso un plan de seguimiento a la aplicación de las
fichas ambientales que fueron aprobadas.
CONELEC en su rol de autoridad ambiental emitió comunicaciones a las EED en soporte al
pedido de la Contraloría del Estado, señalando la obligación de la creación de unidades de
gestión ambiental y social en sus estructuras institucionales. En este sentido se evidenció que
todas las EED cuentan con dichas unidades o con los especialistas contratados para atender estas
funciones y responsabilidades. El programa pudo evidenciar un fortalecimiento de la capacidad
de su personal en los aspectos ambientales y sociales a medida que los proyectos se
desarrollaron. CONELEC reforzó los niveles de coordinación con la autoridad ambiental
nacional en los procesos de regularización ambiental de los proyectos, para lograr empatar las
diferentes fases de este proceso entre las responsabilidades iniciales del MAE y aquellas finales
del CONELEC.
El programa confirmó un mayor beneficio social por ejecución de los proyectos, con impactos
ambientales y sociales reducidos y controlados bajo los procedimientos acordados. Igualmente se
evidenció espacio de mejora para fortalecer la relación de cooperación y coordinación de las
autoridades ambientales para optimizar el proceso de regularización ambiental de los proyectos,
más aun cuando la nueva Ley Orgánica para el Servicio Público de Energía Eléctrica, ha
rediseñado los roles de las autoridades del sector eléctrico, en términos de planificación,
ejecución, control y seguimiento ambiental y social, concediendo mayores responsabilidades al
Ministerio del Ambiente (MAE), en la fase de licenciamiento ambiental, y a ARCONEL en la
fase de seguimiento.
La evaluación ambiental ex-post, recomendó trabajar en la consolidación de las unidades de
gestión ambiental en las EED de forma que éstas puedan contar con un equipo mínimo
34
El tendido se hace a través de un cable pre ensamblado el cual contiene tres conductores (dos fases y neutro) en
un solo conjunto de alambres recubiertos con aislante de polietileno reticulado. Este cable reemplaza la necesidad
de tender tres líneas, posibilita mejorar el servicio al disminuir las pérdidas, y evita el robo de energía a través de
conexiones clandestinas directamente al tendido, disminuyendo también la posibilidad de accidentes por
electrocución.
35
Para el caso del Ecuador 22kV, 13,8 kV ó 6,3kV.
25
especializado que apoye ágilmente en: (i) regularizar ambientalmente sus proyectos de manera
oportuna, (ii) facilitar el acercamiento y ejecución de procesos de socialización con las
comunidades beneficiarias en distintos momentos del ciclo de vida de os proyectos, (iii) asegurar
un sistema efectivo de seguimiento y control de la aplicación del plan de manejo ambiental de
los proyectos en sus diferentes fases con énfasis en la fase constructiva, que permita generar
reportes adecuados de cumplimiento ante la autoridad ambiental y consecuentemente mitigue la
generación de impactos ambientales y sociales no deseados.
IV.
Hallazgos y Recomendaciones
Entre los retos, hallazgos y recomendaciones encontrados durante la ejecución del programa se
pueden mencionar los siguientes: (i) la importancia de la necesidad de contar con recursos
humanos capacitados en las EED que sean capaces de mantener actualizados los diseños de ER
en función de la demanda creciente del servicio eléctrico; (ii) la importancia de la transferencia
de información oportuna relacionada con la administración de los proyectos y sus resultados;
y (iii) la importancia del empoderamiento del uso de la metodología de sostenibilidad por parte
de las EED, en la selección de proyectos de electrificación, para promover la continuidad y
sostenibilidad del servicio eléctrico en zonas aisladas de la red eléctrica.
Estos retos fueron superados y las lecciones aprendidas incorporadas en la segunda fase del
financiamiento a través de la operación 3087/OC-EC, la cual inició ejecución durante el primer
semestre de 2014. La segunda fase, incluye la realización de una EI para determinar con mayor
precisión los diversos beneficios que se derivan de la ER y UM en Ecuador, además de destinar
recursos a mejorar la cobertura eléctrica en comunidades aisladas de la red eléctrica.
El programa cumplió con el objetivo general de aumentar y mejorar el acceso de la población
rural y UM a la energía eléctrica. El programa también cumplió en incrementar la capacidad
institucional del GdE en cuanto a formulación, ejecución, monitoreo y evaluación de proyectos
de ER al realizar una serie de cursos de capacitación. Finalmente cumplió en financiar un
programa eficiente de inversiones en proyectos de ER en apoyo al FERUM.
El programa ha permitido que se produzca un fuerte enlace y acercamiento entre los usuarios y
beneficiarios de los proyectos, con las EED, aportando a una sostenida participación de las
comunidades a lo largo de las diferentes fases del proyecto que ha permitido incorporar sus
criterios y necesidades en una fase temprana del diseño y llegar a acuerdos más duraderos para la
fase de operación de las redes.
El programa contribuyó a mejorar la cobertura, la calidad del servicio, así como el índice de
pérdidas eléctricas totales. Además, se impulsó el desarrollo de proyectos productivos con
carácter sostenible basados en la provisión del servicio eléctrico en comunidades rurales.
4.1
Lógica Vertical
La matriz de resultados del programa sufrió cambios tal como se describió anteriormente (Tabla
1). Las cifras de cobertura preestablecidas para el Componente II en la matriz de resultados se
basaron en proyecciones realizadas a partir de datos del censo del año 2010. Considerando que
según resultados del censo 2010, en las zonas urbanas existe falta de cobertura eléctrica y con
base en la realidad observada durante la ejecución del programa, en que en las zonas UM existe
un gran número de usuarios del servicio eléctrico sin ser necesariamente clientes de las EED, se
intuye que la información censada en 2010, en cuanto a cobertura, está referida a viviendas con
medidor.
26
Las expectativas reflejadas inicialmente en los productos para el Componente II, estuvieron
sobredimensionadas, en particular, en el concepto viviendas que poseen servicio eléctrico de
calidad deficiente. Tal condición fue ajustada durante el taller de arranque e incluida en el PMR.
El sobredimensionamiento inicial confirmó la conveniencia de ampliar la clasificación de
condición de servicio de las viviendas beneficiadas, de forma de identificar si la vivienda cuenta
con servicio eléctrico formal o informal36 o si por ausencia de redes en las proximidades, no
cuenta con este servicio37.
4.2
Ejecución y Presupuesto
La fecha de aprobación del programa por parte del Directorio del BID fue el 2 de noviembre de
2011 y la firma de convenio el 2 de mayo de 2012 (180 días). La elegibilidad para el primer
desembolso se obtuvo el 27 de septiembre de 2012 (147 días después de la firma del convenio).
Los valores referenciales históricos del BID en la colaboración con el país, indican 141 días y
130 respectivamente. Los factores que causaron las demoras en la elegibilidad para el primer
desembolso, fueron los siguientes: (i) el gran número de condiciones previas (total 16
condiciones), las cuales se incluyeron en el contrato para mitigar riesgos ambientales, de
ejecución, de coordinación institucional, entre otros; (ii) la falta de experiencia del MEER y
CONELEC para ejecutar programas de financiamiento externo; y (iii) cambios en el personal
responsable y el equipo de la subsecretaría del MEER responsable de la ejecución del programa.
Con el fin de apoyar el avance en la ejecución del programa una vez elegible para desembolso, el
equipo del BID contribuyó con las siguientes acciones: (i) se brindó capacitación intensiva al
nuevo personal del Equipo Técnico del Proyecto en el uso de la metodología económica
financiera para la selección de proyectos; (ii) se realizaron talleres de adquisiciones junto con el
MEER, CONELEC y EED a partir de los cuales se generaron los procesos licitatorios para
contratación de los proyectos financiados; (iii) se brindó capacitación continua al MEER en el
monitoreo de los procesos de licitación y fiduciarios. Este último resultó en la rehabilitación del
Sistema de Gestión por Proyecto (SIGPRPRO) que incluye monitoreo técnico, ambiental y
fiduciario en línea con las variables de monitoreo del BID.
4.3
Experiencia general con la gestión del proyecto / Administración del
proyecto
El producto del Componente I, Jornadas de Capacitación, experimentó algunos retrasos con
relación al avance del cumplimiento de las metas anuales en el PMR. Sin embargo, el programa
cumplió con la meta acordada dado que todas las EED cuentan con personal técnico formado en
el uso de la metodología de eficiencia económica, así como también en asuntos financieros y
socioambientales necesarios para analizar la selección y ejecución de proyectos FERUM. El
programa también cumplió con este indicador al promover en cada EED, el uso de las
herramientas para el desarrollo de usos productivos de la energía a nivel rural y UM.
El producto del Componente II, Viviendas Beneficiadas, representó 97% de los recursos del
programa y se ejecutó sin retrasos y como indicado en la Tabla 2.
El POA acordado con el OE a la fecha de elegibilidad para desembolsos permitió alcanzar un
nivel de uso de recursos durante el primer año que superó el promedio de los proyectos de
energía en ejecución en la cartera de la oficina de Ecuador. El BID acordó un primer desembolso
36
37
Informal es una condición muy común en los sectores UM y rurales próximos a redes de baja tensión.
Condición observada en zonas rurales muy alejadas de centros poblados.
27
equivalente al 50% de los recursos necesarios para adjudicar los contratos de obras mayores
(pago de anticipos), más un monto que permitió cubrir pagos de planillas por avance de obras
según planificado. Un segundo y último desembolso, permitió cubrir las últimas etapas de
construcción, hasta el registro de los proyectos construidos en el sistema comercial de las EED.
De esta forma dentro los primeros ocho meses de ejecución del programa, se desembolsaron
98% de los fondos de financiamiento. Esta estrategia de ejecución fue replicada con el mismo
éxito en nuevos programas de financiamiento aprobados por el Directorio Ejecutivo del BID
durante el 2013 y 2014 (3087/OC-EC, 3187/OC-EC y 3188/CH-EC).
4.4
Evaluación de Impacto
Al momento de preparación de este PCR, no es posible determinar la causalidad en los impactos
de la población beneficiada, sin embargo, como mencionado anteriormente la EI se lleva a cabo
bajo la nueva operación 3087/OC-EC38 para ER y UM. Gracias a las lecciones aprendidas de este
proceso en el programa, se logró optimizar el diseño y la implementación de la EI de la nueva
operación, con la cual se espera cuantificar el impacto a nivel de beneficiarios de los proyectos
de ER con extensión de redes a través del método de aleatorización, que es considerado en la
literatura como una metodología de mejor rendimiento en comparación con la de matching39. La
ejecución de los nuevos proyectos bajo 3087/OC-EC y su EI, avanzan como previsto. La línea de
base ya ha sido realizada, encuestando a cerca de 2.000 hogares rurales y UM.
4.5
Asuntos no resueltos
Según cifras reflejadas por el censo de población y vivienda realizado en el año 2010, la
cobertura eléctrica en el país era de 93,3%, siendo para el área urbana 94,8% y para el área rural
89,03%. Para propósitos de monitoreo de los indicadores de cobertura del programa se consideró
que la información del censo considera viviendas con servicio, a aquellas viviendas que cuentan
con medidor. Con este supuesto se desagregaron los conceptos de viviendas sin servicio y de
viviendas con servicio mejorado.
38
La operación 3087/OC-EC financia al igual que el programa, la electrificación de viviendas en zonas UM y
rurales del Ecuador a través de la extensión de redes, sin embargo, incluye el financiamiento de proyectos en zonas
rurales de difícil acceso con la red eléctrica, a través de proyectos de energía renovables (off grid).
39
Duflo, E. et al (2006). Using Randomization in Development Economics Research: A Toolkit. Technical Working
Paper 333.
28
Tabla 10. Hallazgos y Recomendaciones
Hallazgos
Lógica Vertical
Hallazgo # 1
Las expectativas reflejadas inicialmente en la matriz de
indicadores para el Componente II, estuvieron sobre
dimensionadas en el concepto viviendas que poseen
servicio eléctrico de calidad deficiente.
Ejecución y Presupuesto
Hallazgo # 2
Demoras en la elegibilidad para el primer desembolso.
La causa de la demora se debió al gran número de
condiciones previas (total 16 condiciones), que se
incluyeron en el contrato para mitigar riesgos
ambientales, de ejecución y de coordinación
institucional, entre otros; y también a la falta de
experiencia del OE (MEER y CONELEC) para ejecutar
programas de financiamiento externo.
Experiencia con la gestión del proyecto
Hallazgo # 3
Se duplicaron esfuerzos y responsabilidades durante la
conformación del Equipo Técnico del Proyecto.
Inicialmente el MEER llevaría a cabo la ejecución del
programa, con la asistencia del CONELEC. Durante el
proceso de cumplimiento de condiciones previas se
conformaron dos equipos técnicos; uno en el MEER y
otro en el CONELEC, lo que resultó en duplicación de
esfuerzos y mayor tiempo para coordinación de
responsabilidades.
Hallazgo # 4
Falta de uniformidad en la aplicación de políticas y
procesos de gestión por parte de las EED.
La utilización de distintas herramientas para la
generación de la información, muchas de las cuales no
se enlazaban electrónicamente y que en un gran
volumen implicaban procesos manuales, generó un
mayor tiempo de supervisión y esfuerzo por parte del
BID y el ETP. Se contrató a un consultor para apoyar al
ETP en el reproceso de revisión y coordinación de la
información, para la presentación de la primera
justificación de desembolso.
Recomendaciones
Recomendación # 1
Las cifras fueron ajustadas al inicio de la ejecución del
programa como se detalló anteriormente y fueron reflejadas
en el PMR, con base en la revisión de los proyectos
filtrados, previo a la preparación de los pliegos de licitación.
Dado el avance en la cobertura electica nacional es
necesario ampliar la clasificación de condición de servicio
de las viviendas beneficiadas, de forma que se refleje en la
fase de diseño de los proyectos, si la vivienda cuenta con
servicio eléctrico formal o informal o si por ausencia de
redes en las proximidades, no cuenta con este servicio. Esto
contribuirá a focalizar los recursos FERUM para atender
viviendas
principalmente
sin
servicio
eléctrico,
contribuyendo a cerrar la brecha de cobertura.
Recomendación # 2
Monitorear el proceso de fortalecimiento institucional en la
ejecución de programas de financiamiento externo y en
función de esto retroalimentar el diseño de nuevas
operaciones.
Recomendación # 3
Concentrar las principales responsabilidades de supervisión
y monitoreo en el OE, delegando trabajo operativo
focalizado en las instituciones que apoyan la ejecución.
Recomendación # 4
Incluir la participación de todos los actores vinculados a los
proyectos en los talleres de capacitación, con el fin de evitar
interpretaciones distintas sobre los conocimientos
adquiridos.
Recomendación # 5
Es necesario mejorar y fomentar el uso de SIGPRO en las
EED.
Esta es una aplicación informática para la calificación,
priorización, seguimiento, control y liquidación de proyectos
de distribución eléctrica que controla el avance físico y
económico de los proyectos ejecutados por las EED. El
SIGPRO incorpora los requerimientos de información del
BID, lo que se espera facilite la preparación y justificación
de solicitudes de desembolso de los programas de
financiamiento.
29
Evaluación de Impacto
Hallazgo # 5
Planificación de la EI.
Una vez que comenzó la ejecución del programa, fue
necesario re evaluar las condiciones de la EI y
posteriormente postergar la evaluación a fin de respetar
las condiciones de ejecución imperantes.
Asuntos no resueltos
Hallazgo # 6
Calificación de condición de servicio eléctrico de
viviendas incorporadas al programa fue insuficiente.
La calificación de la condición actual de servicio de las
viviendas incluidas en el programa se limitó a viviendas
sin servicio y viviendas que poseen servicio eléctrico de
calidad deficiente, lo que no permitió determinar si las
viviendas sin servicio eléctrico contaban con servicio
eléctrico informal y si las viviendas que poseen servicio
eléctrico de calidad deficiente tenían servicio desde red
pública y también desde redes provisionales.
Hallazgo # 7
Supervisión de avance y terminación de obras por parte
de las EED, CONELEC y MEER. En particular el
hallazgo se orienta a la calidad de la mano de obra
disponible para la instalación del conjunto acometidamedidor, en cuanto a disminuir condiciones de
fragilidad ante potenciales intervenciones, además de
mejorar condiciones estéticas de montaje, por cuanto
este segmento del proyecto se instala en cada vivienda
beneficiada.
Recomendación # 6
Incluir capacitación en el proceso de ejecución de una EI al
OE con la misma prioridad que se desarrollan los talleres
fiduciarios.
Recomendación # 7
A fin de implementar de manera exitosa una EI en un
programa de inversión, se destaca la necesidad de
sensibilizar al OE, a través de talleres locales, durante la fase
de diseño de la operación, sobre los beneficios de contar con
una EI así como de los requerimientos de recursos humanos
y financieros. La participación de los actores locales a lo
largo de la cadena de actividades es crucial para que las
actividades conducentes a una determinación de impactos se
realicen. Es importante destacar que la ejecución de la EI
tiene sus requerimientos en términos de ejecución que
difieren de la problemática de la ejecución de la operación y
por ende, se recomienda una mirada más específica y un
acompañamiento especial por parte del Banco.
Recomendación # 8
La informalidad en cuanto a redes públicas y medición del
consumo existe en el ámbito UM atendido por el programa,
permite que luego de la implementación del programa se
mejore la cobertura eléctrica e indirectamente se disminuyan
las pérdidas de energía existentes en la zona. Con el
propósito de cuantificar estos efectos, a partir de la
información recogida en terreno, se sugiere adoptar al
menos la siguiente clasificación respecto de la condición de
servicio eléctrico encontrada al implementar el programa:
1. viviendas sin servicio eléctrico: la vivienda no tiene
servicio eléctrico y no está conectado a la red.
2. viviendas con servicio informal: la vivienda tiene
servicio eléctrico pero no es cliente de las EED (no se le
factura).
3. viviendas con servicio formal sin medidor: la vivienda
recibe servicio eléctrico, es cliente, pero no se recibe la
debida facturación.
4. viviendas con servicio formal con medidor: la vivienda
recibe servicio eléctrico y es cliente con facturación por
lectura de medidor.
Recomendación # 9
Se sugiere aumentar la supervisión de la calidad de la mano
de obra durante el montaje de los componentes en cada
proyecto, lo cual resultará en una mejora de la calidad de las
instalaciones. También se sugiere establecer pautas de
homologación de instalaciones en viviendas nuevas.
30
Informe de Terminación de Proyecto
Programa de Electrificación Rural y Urbano Marginal del Ecuador. Operación EC-L1087/Contrato de Préstamo 2608/OC-EC
Efectividad en el Desarrollo
Sumario
I. Contribución Estratégica
1. Objetivos de la estrategia de desarrollo del BID
Programa de préstamos
Metas regionales de desarrollo
Contribución a los productos del Banco (tal como se define en el Marco de Resultados del Noveno Aumento)
La intervención contribuye al programa de prestamos: 1) países
pequeños y vulnerables; 2) reducción de la pobreza y promoción de la
equidad; 3) apoyar las iniciativas de cambio climático, energía sostenible
(incluyendo las renovables) y sostenibles del medio ambiente.
La intervención contribuye a: porcentaje de viviendas con suministro
eléctrico
La intervención contribuye a los siguientes productos del Banco: km de
líneas de transmisión y distribución eléctrica instaladas o mejoradas
2. Objetivos de Desarrollo de la Estrategia de País
Objetivo Estratégico del País (Matriz de Resultados)
Crear una estrategia energética de largo plazo que promueva un marco
energético sostenible, facilite el adecuado suministro de energía y
mejore el acceso a la energía eléctrica. (GN-2680 Estrategia de País del
BID con Ecuador 2012 - 2017).
Relevancia del proyecto a los retos de desarrollo del país (Si no se encuadra en la estrategia de país)
II. Efectividad en el Desarrollo - Criterios Centrales
Logro Alto
Peso
Calificación promedio
0.87
1. Efectividad
0.68
40.00%
Logro promedio de resultados atribuibles al proyecto
0.50
60.00%
Logro promedio de productos
0.95
40.00%
2. Eficiencia
1.00
30.00%
3. Relevancia
1.00
20.00%
4. Sostenibilidad
1.00
10.00%
III. Efectividad en el Desarrollo - Criterios No Centrales
Satisfactory
Contribución a los Objetivos de Desarrollo del Banco
Satisfactory
Contribución a los Objetivos de Desarrollo del País
Non Satisfactory
Cumplimiento con el Plan de Monitoreo y Evaluación
Satisfactory
Uso de Sistemas Nacionales
Satisfactory
Salvaguardas Ambientales y Sociales (implementación de medidas de mitigación)
Nota de Efectividad en el Desarrollo:
El objetivo general de la operación se estableció para aumentar y mejorar el acceso de la población rural y urbano-marginal a la energía eléctrica, con objetivos específicos definidos para
incrementar la capacidad institucional para la formulación, ejecución, monitoreo y evaluación de proyectos de electrificación rural y urbano-marginales; y el financiamiento de un programa
eficiente de inversiones. La operación fue aprobada por el Directorio del Banco en fecha 2 de noviembre de 2011 y alcanzó la elegibilidad el 27 de septiembre de 2012. Los montos
desembolsados comprendieron: USD 40 millones efectivos con recursos del contrato de préstamo y USD 14.95 millones con recursos de contraparte local. El 100% de los desembolsos fueron
ejecutados y la entidad ejecutora demostró celeridad en su ejecución física y financiera.
CRITERIOS CENTRALES
Efectividad. Del documento se puede inferir y validar la cadena causal definida por la lógica vertical de la intervención. El análisis expuesto, permite, a través del dimensionamiento de las
necesidades (líneas de base de cobertura) y los logros alcanzados (cobertura final) relacionar los objetivos específicos con los resultados, y a su vez estos con la ejecución directa de los productos.
La operación, según se reporta en el documento del PCR, ha cumplido con la meta establecida en los indicadores de resultados, y más del 95% de la meta en cuanto a productos. En el caso de los
indicadores de resultados incluso se han sobrepasado las metas inicialmente planificadas logro importante que ha permitido determinar la contribución de la operación al resultado de mejorar el
servicio eléctrico en las áreas rurales y urbano marginales.
En cuanto a la demostración de atribución, el documento expone dos puntos importantes: i. En función a la evidencia del incremento de cobertura de energía eléctrica, la reducción de pérdidas
eléctricas evaluadas y el aumento directo en el consumo de energía eléctrica por los hogares beneficiados, se ha demostrado contribución a la cobertura de electricidad con la ejecución del
proyecto – en un orden del 0.57% a nivel nacional- que ha justificado los vínculos determinantes entre los productos y resultados alcanzados y su atribución. ii. No se ha podido llevar a cabo la
evaluación de impacto inicialmente contemplada, y por lo tanto, el proyecto no ha podido demostrar estimaciones de impactos ni la atribución de ellos a nivel de hogar según lo propuesto.
Eficiencia. El documento del PCR ha presentado un estudio de evaluación económica que ha permitido cuantificar los beneficios económicos que derivan principalmente del acceso y la mejora
del servicio de electricidad. El análisis se ha desarrollado a partir de un análisis costo beneficio ex post que presenta un análisis de sensibilidad a partir de la alteración de los supuestos de
pérdidas eléctricas, tarifas cobradas efectivas y de generación hidroeléctrica. Este análisis ha determinado que la sensibilidad sobre las pérdidas técnicas no tiene un efecto considerable en los
resultados; en tanto que la medida aplicada al factor cuenta de la energía de generación hidroeléctrica, sí. Empero, este último no representa riesgo alguno a la continuidad de los resultados, por
la capacidad del sector y su gobernanza.
Relevancia. El documento describe como el logro de las metas del proyecto mantienen consistencia con los objetivos planteados para los cuales ha sido aprobada la operación, teniendo en
cuenta la distribución eléctrica como un eje estratégico para el desarrollo de Ecuador, dentro de la lógica de la cadena de resultados establecida al momento de su aprobación.
Sostenibilidad. Según el documento, y anexos, el riesgo relevante asociado a la sostenibilidad financiera para la continuidad de los resultados alcanzados está mitigado, tanto técnicamente
como a nivel de gobernabilidad se refiere. Y no llegarían a afectar de ninguna forma los resultados alcanzados tomando en cuenta la obligatoriedad en la aplicación de metodologías de economía
financiera para la selección de proyectos y de provisión del servicio.
CRITERIOS NO CENTRALES.
Con respecto a la contribución de los Objetivos Estratégicos Corporativos del Banco y los Objetivos de Desarrollo de la Estrategia del País, el documento del PCR presenta una breve y concreta
descripción de como los resultados alcanzados contribuyeron a reducir pobreza y promover la equidad, contribuir iniciativas de cambio climático y energía sostenible y a incrementar los índices
de cobertura. Con respecto al plan de monitoreo y evaluación, se considera que podría haberse extendido el análisis para establecer una discusión sobre las metas definidas en los indicadores de
cobertura, y el razonamiento del porqué se establecieron metas globales a nivel de país, y no solamente las correspondientes a la intervención de la operación. El uso de sistemas nacionales y la
aplicación de salvaguardas ambientales y sociales han sido aplicados satisfactoriamente.