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.