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Informe 2017
Segundo Trimestre
Contenido 1. INTRODUCCIÓN 4 2. DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DEL PERIODO DE GESTIÓN 5 2.1. DIRECCIONAMIENTO ESTRATÉGICO 5 2.1.1. Elementos Orientadores 5 2.1.2. Cumplimiento del plan estratégico empresarial 5 2.1.3. Cumplimiento del plan de negocios, expansión e inversión 25 2.1.3.1. Modelo de Negocio 25 2.1.3.2. Descripción de Línea de Negocio 25 2.1.3.3. Evaluación del plan de negocio 26 2.1.3.4. Resultado por línea negocio 35 2.1.3.5. Análisis de Riesgos 36 2.1.4. Conclusiones y recomendaciones 37 2.2. EJECUCIÓN DE PROYECTOS 37 2.2.1. conclusiones, principales retos y recomendaciones 41 2.3. PRINCIPIOS DE GOBIERNO CORPORATIVO, RESPONSABILIDAD SOCIAL Y TRANSPARENCIA 41 2.3.1. Principios de gobierno corporativo 41 2.3.1.1. Reglamentación Interna 42 2.3.2. Responsabilidad social 43 2.3.2.1. Seguridad y Salud Ocupacional 43 2.3.3. Transparencia 44 2.3.4. gobierno por resultados - gpr 48 2.3.5. conclusiones, principales retos 48 2.4. CUMPLIMIENTO DE RESOLUCIONES DE DIRECTORIO 48 2.4.1. directorio de cnel ep 48 2.4.2. directorio de emcoep 48 2.5. DESARROLLO ORGANIZACIONAL Y TALENTO HUMANO 49 2.5.1. gestión del capital humano 49 2.5.2. proceso continuo de optimización y racionalización organizacional 53 2.5.3. conclusiones y recomendaciones 53 2.6. GESTIÓN TECNOLÓGICA 54 2.7. GESTIÓN FINANCIERA CONTABLE 59 2.7.1. Estado de Situación Financiera 59 2.7.2. estado de resultados 61 2.7.3. Indicadores Financieros 63 2.7.4. ejecución presupuestaria 63 2.7.5. ejecución del plan anual de contratación 65 2.7.6. estado de procesos de auditoria de estados financieros 65 2.7.7. conclusiones y recomendaciones 65 2.8. GESTIÓN JURÍDICA 66 2.8.1. seguimiento de acciones administrativas y/o judiciales 66 2.8.2. alertas importantes que indiquen potencial perjuicio 68 2.8.3. conclusiones y recomendaciones 70 2.9. CUMPLIMIENTO DE RECOMENDACIONES DE EXÁMENES ESPECIALES 70 2.10. PROGRAMA PRIZA 72 2.11. CONCLUSIONES, ALERTAS, RETOS Y RECOMENDACIONES 74 2.11.1. CONCLUSIONES 74 2.11.2. ALERTAS 74 2.11.3. RETOS 74 2.11.4. RECOMENDACIONES AL DIRECTORIO 75 3. ANEXOS 75
1. INTRODUCCIÓN
El Señor Presidente Constitucional de la República, Econ. Rafael Correa Delgado, expidió con fecha 13 de marzo de 2013, el Decreto Ejecutivo No. 1459, mediante el cual creó la Empresa Eléctrica Pública Estratégica Corporación Nacional de Electricidad, CNEL EP, a fin de que preste los servicios públicos de distribución y comercialización de energía eléctrica y actividades de generación en el área de servicio asignada, bajo el régimen de exclusividad regulado, a efectos de satisfacer la demanda de energía eléctrica, en las condiciones establecidas en la normativa aplicable al sector eléctrico y suministrar electricidad a los consumidores. En el referido Decreto Ejecutivo se determina que el capital inicial de la CNEL EP, constituye la suma de las cuentas que conforman el patrimonio de CNEL Corporación Nacional de Electricidad S.A., subrogándose sus activos, pasivos, derechos y obligaciones.
El Directorio del CONELEC, mediante Resolución No. 013/13, adoptada en sesión de 21 de mayo de 2013, autorizó al Director Ejecutivo del CONELEC para que suscriba el Título Habilitante a favor de la Empresa Eléctrica Pública Estratégica Corporación Nacional de Electricidad CNEL EP, con el objeto de regularizar la situación operativa de la prestación de los servicios públicos de distribución y comercialización de energía eléctrica y alumbrado público general; y actividades de generación en el área de prestación de servicios asignada.
El 27 de noviembre de 2013, comparecen los representantes legales del CONELEC y CNEL EP ante la Dra. Jenny Oyague Beltrán, Notaria Sexta del cantón Guayaquil, para la suscripción del Título Habilitante contenido en el “Contrato de licencia para la prestación de los servicios públicos de distribución, comercialización de energía eléctrica y de alumbrado público general y actividades de generación; Empresa Eléctrica Pública Estratégica Corporación Nacional de Electricidad CNEL EP”.
La Ley Orgánica de Empresas Públicas (LOEP), establece que el Directorio de la empresa pública tiene entre sus atribuciones: “Conocer y resolver sobre el Informe Anual de la o el Gerente General, así como los Estados Financieros de la empresa pública cortados al 31 de diciembre de cada año”. (LOEP, 2009: Art.9: Núm. 11).
Establece además como deberes y atribuciones del Gerente General “Administrar la empresa pública, velar por su eficiencia empresarial e informar al Directorio trimestralmente o cuando sea solicitado por éste, sobre los resultados de la gestión de aplicación de las políticas y de los resultados de los planes, proyectos y presupuestos, en ejecución o ya ejecutados”. (LOEP, 2009: Art. 11: Núm. 4), al igual que “Presentar al Directorio las memorias anuales de la empresa pública y los estados financieros”. (LOEP, 2009: Art. 11: Núm. 5).
Mediante Decreto Ejecutivo No. 822, de 17 de noviembre de 2015, se expide el “REGLAMENTO QUE REGULA LAS ATRIBUCIONES, DEBERES Y RESPONSABILIDADES DE LOS DIRECTORIOS Y DE LAS GERENCIAS GENERALES DE LAS EMPRESAS PÚBLICAS DE LA FUNCIÓN EJECUTIVA”, teniendo como finalidad resaltar el ejercicio de las atribuciones de los Directorios y de las Gerencias Generales establecidas en la LOEP, respecto a las empresas de dicha función y aclarar las responsabilidades de cada uno de estos órganos.
A continuación, de acuerdo a los lineamientos para la elaboración de reportes gerenciales para empresas públicas de la función ejecutiva, emanada por la Empresa Coordinadora de Empresas Públicas – EMCOEP, se presenta el informe al segundo trimestre del ejercicio 2017 de la Empresa Eléctrica Pública Estratégica Corporación Nacional de Electricidad CNEL EP, el cual contiene el resultado de los objetivos del Plan Estratégico y las gestiones ejecutadas para el fortalecimiento institucional.
2. DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DEL PERIODO DE GESTIÓN
2.1. DIRECCIONAMIENTO ESTRATÉGICO
2.1.1. Elementos Orientadores
Misión: Brindar el servicio público de distribución y comercialización de energía eléctrica para generar bienestar a nuestros consumidores y contribuir al desarrollo del país, con talento humano comprometido, tecnología de punta, innovación y respeto al ambiente.
Visión: Al 2017 ser una Empresa líder en la prestación del servicio eléctrico en el Ecuador, reconocida por su calidad, cobertura y eficiencia.
Valores: Integridad, Transparencia, Calidez, Solidaridad, Colaboración, Efectividad, Respeto, Responsabilidad, Lealtad.
2.1.2. Cumplimiento del plan estratégico empresarial
· OE1. INCREMENTAR LA COBERTURA DEL SERVICIO ELÉCTRICO
· Porcentaje de cobertura del servicio eléctrico
Tabla 1. Indicador: Porcentaje de cobertura del servicio eléctrico.
Indicador
96,16%
96,36%
96,20%
99,83%
Fuentes:
•INEC: Censo Nacional de vivienda 2010 (Proyecciones de habitantes por cantón)
•SISDAT - ARCONEL
Bajo consideraciones y proyecciones basadas en datos del INEC se considera que el sector residencial ha crecido en 23.273 viviendas que representan un incremento del 1,01% a junio del presente año; y, en base a los registros de CNEL EP, en el mismo periodo, los clientes han crecido en un 1,05% lo que representa 23.090 nuevos servicios.
Con este ritmo de crecimiento si bien se ha logrado superar el nivel de cobertura registrado al cierre del 2016, no ha sido suficiente para alcanzar la meta fijada para el segundo trimestre, mediante el programa BID III se están ejecutando proyectos de electrificación rural cuyos resultados se reflejarán a final de año, esperando cumplir la meta anual.
Tabla 2. Cobertura del servicio eléctrico por UN
Unidad de Negocio
Fuente: Gerencia de Planificación
· OE2. INCREMENTAR LA CALIDAD DE SERVICIO Y EL NIVEL DE SATISFACCIÓN DEL CLIENTE
· Porcentaje de satisfacción de clientes
La periodicidad de medición de este indicador es anual por lo que se ha gestionado la ejecución de las encuestas de satisfacción al cliente mediante la suscripción del Convenio Corporativo de Cooperación Técnica celebrado entre la Empresa Eléctrica Pública Estratégica Corporación Nacional de Electricidad CNEL EP y la Comisión de Integración Energética Regional CIER, para el proyecto CIER diagnóstico sectorial 15ª Encuesta Regional de Satisfacción de Clientes, suscrito por las partes el 14 de junio de 2017.
El periodo de trabajo de campo inició el 27 de junio y finalizará el 28 de julio de 2017 de acuerdo al cronograma proporcionado por la Comisión de Integración Energética Regional CIER.
Tabla 3. Indicador: Porcentaje de satisfacción de clientes.
Indicador
66,19%
* Indicador tiene frecuencia anual.
Tabla 4. Indicadores: Frecuencia media de interrupción y Tiempo total de interrupción.
Indicador
7,40
5,37
7,45
72,08%
6,88
6,67
7,44
89,65%
· Frecuencia media de interrupción (FMIk)
El indicador FMIk al segundo trimestre del 2017, alcanzó un valor de 7,45 veces con un cumplimiento del 72,08% de la meta trimestral (5,37) del MEER y del 80,42% de la meta (5,99) del Plan Estratégico.
La fuerte época invernal que ha sufrido todo el país desde enero a abril de 2017, afectaron a todas las Unidades de Negocio, y con mayor grado a las UN GYE, MLG, MAN, EOR y BOL, lo que causó un impacto considerable en la evolución del indicador.
A continuación, se presenta la evolución mensual del indicador por Unidad de Negocio y el indicador corporativo que tiene un incremento del 0,77% con respecto al valor alcanzado a diciembre de 2016.
Tabla 5. Frecuencia media de interrupción por Unidad de Negocio.
UN
Fuente: Gerencia Técnica
Cabe indicar que los datos podrían variar después de que la ARCONEL califique como casos fortuitos algunas interrupciones justificadas por las Unidades de Negocio.
Grafico 1. Frecuencia media de interrupciones
Fuente: Gerencia Técnica
Las interrupciones externas debidas a fallas y mantenimientos en el sistema de transmisión de CELEC EP, han causado un gran impacto en la evolución de los indicadores de calidad, según el siguiente detalle:
UN
Cabe indicar que si se excluye el componente correspondiente a las interrupciones externas del transmisor (CELEC – Transelectric), que representan un 17% hasta junio 2017, el indicador llegaría a 6,39.
· Tiempo total de interrupción (TTIk)
El indicador TTIk al segundo trimestre del 2017 alcanzó un valor de 7,44 horas con un cumplimiento del 89,65% de la meta trimestral (6,67), del MEER y del 79,66% de la meta (5,93) del Plan Estratégico; de manera similar al indicador de frecuencia de interrupciones, la fuerte etapa invernal fue la principal causa del incremento considerable.
Al igual que el FMIK estos valores pueden variar de acuerdo a lo que resuelva la ARCONEL respecto a declarar como caso fortuito varios eventos de desconexión.
Tabla 6. Tiempo total de interrupción por Unidad de Negocio.
UN
Fuente: Gerencia Técnica
Las interrupciones externas debidas a fallas y mantenimientos en el sistema de transmisión de CELEC EP, han causado un gran impacto en la evolución de los indicadores de calidad, según el siguiente detalle:
UN
Excluyendo el componente correspondiente a las interrupciones externas del transmisor, que representan un 27%, el indicador llegaría a 5,85 horas.
El plan de mantenimiento ejecutado hasta junio de este año para mejorar la calidad de servicio ha contemplado las siguientes actividades:
· Mantenimiento integral en alimentadores en medio voltaje, comprende: cambio de postes, colocación de tensores, crucetas, aisladores, seccionadores, ajuste y regulación del conductor.
· Mantenimiento en subestaciones que comprende: mantenimiento de interruptores o reconectadores, transformador de potencia y del sistema de puesta a tierra.
· Ejecución de mantenimiento y reparación en redes de medio voltaje con línea energizada.
· Inspección termográfica y/o efecto corona en líneas de subtransmisión y subestaciones.
· Detección y corrección de puntos calientes en líneas de subtransmisión y pórtico de alto y medio voltaje (mantenimientos correctivos).
Las principales causas que incidieron en el cumplimiento de las metas son:
· Para ejecutar el plan de mantenimiento en líneas de subtransmisión y subestaciones se realizaron desconexiones programadas, mantenimientos emergentes en líneas de subtransmisión y alimentadores de medio voltaje originadas por las intensas lluvias; sin embargo, este tipo de interrupciones se redujeron en un 2% al compararlo con el mismo periodo del año 2016.
· La fuerte etapa invernal, acentuada por el fenómeno del niño, dificultad en el acceso a las LS/T, inconvenientes en la contratación del servicio de desbroce provocó que el plan de limpieza de la franja de servicio se ejecute en forma parcial; por lo cual, las interrupciones por vegetación aumentaron un 35%, frente a igual periodo del año anterior.
· Las interrupciones causadas por aspectos climáticos como viento, descargas atmosféricas y otras causas ambientales han aumentado su impacto en un 30% para el mismo periodo de análisis del año anterior, lo cual afecta directamente a la operación del sistema. La Unidad de Negocio más afectada fue LRS que representa un total del 40%, seguida de GLR, MAN, ESM y EOR que alcanzaron un 8% del total de las interrupciones de este tipo.
· Las interrupciones debidas a causas internas de la red, que contempla entre otros aspectos líneas arrancadas, aisladores y puentes en mal estado y equipos destruidos, han aumentado en un 5%, al compararlo con el mismo periodo del 2016.
· Las interrupciones causadas por terceros como: choques de vehículo y aeronaves, caída de árboles sobre las redes, hurto de energía, animales en la red, causadas por personal ajeno a la empresa, etc., así como las externas provocadas por el transmisor y/o generadores, han aumentado en un 36% en el mismo periodo de análisis. La Unidad de Negocio más afectada fue STE con un 37% debido a fallas externas (transmisor), seguida de GYE y STD con un porcentaje del 14% y 11% respectivamente. Adicionalmente, tenemos que las interrupciones debidas a daños o interferencia intencional afectaron a la UN LRS representando un 66% del total por esta causa.
· Problemas en los puntos de entrega S/E Nueva Prosperina (CELEC) debido al daño del transformador y la falta de capacidad de transformación en la S/E Dos Cerritos (CELEC) han obligado a realizar transferencias de carga a nivel de subtransmisión entre las UN GYE y GLR, afectando directamente el incremento de los indicadores.
Tabla 7. Variación interrupciones 2017 vs 2016.
Interrupciones
Fuente: Gerencia Técnica
Interrupciones por Mantenimiento programado: Las UN que realizaron mayores actividades de mantenimiento son EOR, ESM, MAN y STE que representan el 72% del total de interrupciones por esta causa. En esta clasificación se incluyen las debidas a mantenimiento correctivos, maniobras para transferencia de carga y por ampliaciones y mejoras.
Interrupciones por vegetación: Las UN más afectadas son EOR, ESM, GLR, GYE y LRS que representan el 74% del total de interrupciones por esta causa.
Interrupciones climáticas: considera las interrupciones debidas a Animales en la red, deslizamientos de tierra, vientos fuertes, descargas atmosféricas, lluvias e inundaciones, siendo las UN más afectadas EOR, ESM, GLR, LRS y MAN que representan un 71% del total de las interrupciones por esta causa.
Interrupciones Internas a la red: considera las interrupciones debidas a alteraciones técnicas en la red, falla de equipamientos, por trabajos en línea energizada y protecciones, siendo las UN más afectadas EOR, GLR, GYE, LRS, MAN y STE que representan un 84% del total de las interrupciones por esta causa.
Interrupciones debidas a terceros: Las UN más afectadas son GLR, GYE, LRS, MLG y STE que representan un 81% del total de interrupciones por esta causa, este tipo de clasificación considera las fallas por choques de vehículo, interferencia de particulares en la red y las externas debidas al Transmisor. Cabe mencionar que, las interrupciones debidas a daños o interferencia intencional afectaron a la UN LRS representando un 66% del total por esa causa. Las interrupciones externas afectaron en gran medida a las UN GLR, GYE, STD y STE.
Finalmente, indicar que los porcentajes reportados por interrupciones externas se obtuvieron de la cantidad de fallas desglosadas por causas; sin embargo, se debe considerar que una falla del Transmisor causa un mayor impacto en los indicadores y dependiendo de la zona la afectación es mayor.
A continuación, y como ratificación del trabajo realizado, se presenta la evolución de los indicadores de calidad con relación a los montos invertidos en mantenimiento en los últimos años, en el gráfico se puede apreciar como los índices de calidad de servicio técnico decrecen en forma drástica en los períodos donde ha ejecutado una alta inversión en operación y mantenimiento.
Grafico 3. Evolución de índices de calidad de servicio versus presupuesto
Fuente: Gerencia Técnica
Los procedimientos utilizados por los Centros de Operaciones fortalecen la ejecución correcta de las maniobras efectuadas por los operadores con el sistema SCADA, logrando que interrupciones transitorias, no originen interrupciones permanentes.
La coordinación de protecciones a nivel de subtransmisión ha proporcionado selectividad en la operación de los dispositivos electrónicos inteligentes (IED), impidiendo que se produzcan interrupciones no deseadas de los sistemas de protección de respaldo o del sistema nacional interconectado.
· OE3. INCREMENTAR LA RECAUDACIÓN
Tabla 8. Indicadores: Porcentaje de recaudación y Reducción de cartera
Indicador
· Porcentaje de recaudación total
La facturación año móvil con corte a junio 2017 fue de 1.358 millones de dólares y se ha logrado una recaudación total móvil de 1.311 millones, alcanzando con esto un porcentaje de recaudación móvil del 96,48%.
Analizando por sectores, la recaudación al mes de junio 2017 fue del 89,12% para el sector público y del 97,11% para el sector privado.
En resumen, la variación de la recaudación año móvil por Unidad de Negocio se muestra en el siguiente cuadro:
Tabla 9. Recaudación total móvil 2012-2017 2T
Fuente: Gerencia Comercial
Con estos resultados, se alcanzó el 99,24% de la meta planteada (97,22%), observando un incremento en la recaudación del sector privado debido a la activación de la gestión de cartera en las zonas que fueron afectadas por el movimiento telúrico del 16 de abril del 2016.
En cuanto a la cartera del sector público se ha logrado una ligera recuperación, pero aún se mantiene el reiterado incumplimiento en los pagos por parte de las empresas de agua (focalizado en las Unidades de Negocio ESM, MAN, STE y GLR) con una facturación aproximada de 540 mil dólares mensuales.
Para el caso de la Unidad de Negocio Esmeraldas en virtud del continuo análisis de los indicadores se ha dispuesto llevar a cabo depuración de los clientes privados inexistentes, como primera etapa la UN debe ejecutar las siguientes acciones:
· Revisión de clientes con novedades de lectura, para esta acción se asignó presupuesto para que lleve a cabo la atención en campo oportuna.
· Depuración de la cartera de clientes del sistema anterior facturados en base a promedios.
· Identificación y revisión de clientes que, como resultado de un análisis de datos en escritorio, nos permite concluir que no existen en sitio.
· Suspensión definitiva de clientes represados en el proceso de precoactiva, actividad que no se puede contratar ya que el catalogo electrónico del SERCOP tiene bloqueado el CPC a pesar que no se tienen catalogados; se propone la contratación de personal mediante servicio profesionales.
· Mejorar la gestión del juzgado de coactiva y su proceso.
· Acercamiento con la Empresa de Agua San Mateo para que se proponga el pago del consumo mensual a través de órdenes de cobros públicos OCP.
De la misma forma en cuanto a la Unidad de Negocio Manabí, se ha dispuesto que se retorne a las gestiones de cobro homologadas, dado que hasta hace poco se mantenía el estado de excepción dispuesto inicialmente mediante decreto presidencial N° 1001 del 17 de abril de 2016, en el cual se prohibía realizar acciones de suspensión de servicio en las zonas más afectadas incluyendo las provincias de Esmeraldas y Manabí.
Tabla 10. Indicadores de Recaudación
OBJETIVO
INDICADOR
FÓRMULA
RESULTADO
OBSERVACIÓN
96,48%
Éste indicador considera la facturación y recaudación total incluida impuestos y terceros, no se consideran los subsidios (Año Móvil)
RECAUDACIÓN TOTAL ($)
$ 1.311.06 MM
FACTURACIÓN POR VENTA DE ENERGÍA ($)
$ 1.151,80 MM
99,22%
Éste indicador considera la facturación y recaudación por venta de energía, incluyendo el valor por subsidios. (Año Móvil)
RECAUDACIÓN POR VENTA DE ENERGÍA ($)
$ 1.142,76 MM
Fuente: Gerencia Comercial
Para reforzar la gestión de recaudación se han realizado las siguientes acciones:
· Replicar el proceso de Gestión de Cartera Corriente a través del BPM; durante este periodo se ha logrado implementar en ocho de once Unidades de Negocio: El Oro, Milagro, Los Ríos, Guayaquil, Guayas - Los Ríos, Santa Elena, Santo Domingo y Manabí.
· Renovación de los convenios de cooperación con las juntas parroquiales para tener una atención directa a la comunidad; se encuentran vigentes los convenios con los GAD de: Tarifa, Sabanilla (UN GLR), Taura, Pedro J. Montero y Jesús María (UN MLG) y…