capitulo-5.-el-secto.. - Ministerio de Economía, Planificación y

CAPITULO V
EL SECTOR ELECTRICO
David Reinstein y Juan Miguel Cayo
1. Introducción
1.
Las políticas energéticas tienen un importante rol en la agenda del Gobierno de la
República Dominicana. A pesar de que el país disfruta de una economía en crecimiento y
estable, con un PIB per cápita de US$ 4.406,4 (2007), y un poder de compra (PPP) relativamente
alto en América Latina, el sector eléctrico constituye un área a resolver para mejorar la
competitividad, lograr la reducción de pobreza y consolidar un crecimiento económico
sostenible. Esta Nota de Política busca proporcionar una perspectiva balanceada sobre los temas
relevantes en el sector eléctrico.
2. Diagnóstico
2.1 Antecedentes del Sector
2.
Antes de la reforma de los 90, el sector eléctrico se encontraba en manos de la
Corporación Dominicana de Electricidad (CDE), propiedad del estado y verticalmente
integrada. Sus operaciones se caracterizaron por grandes pérdidas de energía, bajo cobro de
facturas, mal funcionamiento y mantenimiento deficiente, con un servicio que padeció cortes y
racionamientos frecuentes, todo lo cual fundamentó la reforma del sector.
3.
La rápida expansión del sector fue el reflejo del gran crecimiento que experimentó
el país. La demanda total de electricidad se elevó a una tasa anual del 7,5% entre 1992-2001,
mientras que el crecimiento del PIB fue del 5,9%. Como la capacidad de generación no era
suficiente para cubrir la demanda en los picos, con constantes restricciones del suministro y
apagones masivos, el gobierno estimuló a productores de energía independientes (IPP, por sus
siglas en inglés) a firmar contratos de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) con la
CDE. Estos contratos, dieron origen a altos precios de electricidad.
4.
En 1998-99 se desagregó el sector y se crearon cinco empresas (dos generadoras y
tres distribuidoras) vendiéndose con éxito el 50% de estas tres últimas. Para resolver los
continuos y permanentes problemas de falta de capacidad instalada y de constantes apagones, se
promulgó la Ley General de Reforma de la Empresa Pública, que proporcionó el marco para la
privatización y reestructuración del sector. Entre 1998 y1999, bajo el primer gobierno de Leonel
Fernández, el monopolio de la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) fue disuelto en
una serie de compañías de generación. EGE Haina y EGE Itabo, que operaban las plantas de
generación térmica, fueron privatizadas. Se crearon y privatizaron tres compañías de
distribución: EdeNorte (Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte), EdeSur (Empresa
Distribuidora de Electricidad del Sur) y EdeEste (Empresa Distribuidora de Electricidad del
Este).
5.
La Ley de Electricidad de 2001, inspirada en reformas realizadas en otros países de
la región, instauró el marco regulador integral. Se otorgó al sector privado la generación y la
distribución, y se reservó al Estado la transmisión y la generación hidroeléctrica. La presencia
operativa del Estado en el sector se hace a través de tres entidades: la corporación de servicios
públicos antiguamente integrada CDE (que mantuvo los contratos con los productores de energía
independientes –IPP-), la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), y la Empresa
de Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID).
6.
Se estableció además un nuevo conglomerado de empresas, la Corporación
Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), para que asumiera la propiedad
de ETED y EGEHID y sustituyera a la CDE. Inicialmente, el gobierno pensó en transferir sus
activos para administrar las empresas como una inversión bajo un fondo en fideicomiso
independiente de las entidades reguladoras del sector, en lugar de usar su titularidad como
instrumento potencial para las políticas del sector. Sin embargo, este cambio no se realizó. La
Ley y sus normas complementarias de 2002 incluyeron la creación de una agencia reguladora
autónoma, la Superintendencia de Electricidad (SIE).1 También se crearon la Comisión Nacional
de Energía (CNE), como órgano coordinador de la política energética, y un mercado mayorista
bajo la responsabilidad de un Organismo Coordinador (OC).
7.
Debido a nuevas inversiones, entre fines de 2000 y mediados de 2003, la capacidad
de generación efectiva experimentó un aumento del 43%. También se registraron mejoras en
la red de distribución, con una reducción provisional de apagones y de pérdidas en distribución y
un incremento en la eficacia operativa. El suministro de energía no atendido disminuyó al 11%
de la demanda potencial en 2002, por debajo del 40% de 1991. En ese período, se estima que el
déficit de capacidad para afrontar la demanda cayó del 30 al 16%.
8.
En el 2002 estalló la peor crisis eléctrica, con hasta 20 horas de racionamiento, y se
renegociaron los PPAs mediante el llamado “Acuerdo de Madrid” con una extensión hasta
el 2016. Ante el incremento de precios del petróleo, el gobierno congeló las tarifas y se
comprometió a compensar los costos a los generadores con recursos del Tesoro (hasta US$ 20
millones por mes). El Gobierno no tuvo los recursos para compensar a los IPPs y acumuló una
deuda de US$ 179 MM (Sept. 2002), no pudiendo cumplir sus compromisos por el
congelamiento tarifario. Por su parte, las EDEs no podían solventar el shock petrolero. En 2003,
condiciones desfavorables y una fuerte presión política llevaron al gobierno a readquirir las
acciones de Unión Fenosa en las empresas de distribución privatizadas EdeNorte y EdeSur.
Desde su renacionalización, estas empresas han experimentado un deterioro en su eficacia
operativa.
1
Bajo el ámbito de la SIE también quedó establecida la Oficina de Protección al Consumidor (PROTECOM).
2.2 Estructura del Sector
9.
La CDEEE es un agente importante del sector, reuniendo a todas las compañías de
generación, transmisión y distribución del gobierno y los programas oficiales asociados:
•
•
•
•
•
•
•
Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, EGEHID.
Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana, ETED.
Unidad de Electrificación Rural y Suburbana, UERS.
Programa de Reducción de Apagones, PRA.
50% de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte, EdeNorte.
50% de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur, EdeSur.
50% del conglomerado público de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Este,
EdeEste.
10.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) está encargada de definir las políticas
energéticas. Una de sus mayores responsabilidades es la elaboración del Plan Nacional de
Energía. En 2004 se presentó el Plan para el período 2004-15, así como el Plan Indicativo de
Generación de Electricidad (PIEGE) para 2006-20. La distribución está en manos de las
empresas a través de CDEEE y del Fondo Patrimonial de las Empresas. El 86% de la capacidad
de generación está en manos privadas (excluyendo la autogeneración) y el 14% es de propiedad
pública. La capacidad de generación está compartida por diferentes empresas de la siguiente
manera:
Empresas:
Capacidad de generación
(MW)
Participación
(%)
Áreas geográficas (Norte,
Sur, Este)
Haina (privada)
663,3
19,5%
N, S, E
Itabo (privada)
630,5
18,6%
N, S, E
Hidroelectricidad (pública)
469,3
13,8%
N, S
515
15,2%
N, S, E
Unión FenosaUnión Fenosa
194,5
5,7%
N
CEPP (privada)
76,8
2,3%
N
Transcontinental Capital Corp.
(privada)
116,3
3,4%
S
100
2,9%
S
Productores de energía
Monte Río (privada)
AES (privada)
555
16,4%
E
Metaldom (privada)
42
1,2%
S
31,4
0,9%
N
Laesa (privada)
TOTAL
3.394,1
Fuente: Estadísticas de la Superintendencia de Electricidad
2.3 Estado Actual
11.
La CDEEE, la CNE y la SIE diseñaron el Plan al que se hizo referencia para
alcanzar la autosuficiencia. Sus objetivos principales son: (i) lograr que el sector sea
financieramente sostenible; (ii) reducir los precios para los consumidores finales; y (iii)
promover el uso eficiente de la energía. Para el mediano plazo, el Plan recomienda la
renegociación de los contratos con los generadores, la construcción de plantas a carbón, el
desarrollo de planes de transmisión, el aumento de la capacidad hidroeléctrica, la promoción de
fuentes de energía renovable, una revisión de los subsidios cruzados y el fortalecimiento de la
Superintendencia de Electricidad (SIE).
12.
Actualmente existe un proyecto de asistencia técnica para el sector eléctrico de US$
11 millones para 2004-10 con US$ 7,3 millones de fondos del Banco Mundial. Sus propósitos
son: (i) fortalecer al gobierno como regulador y la protección del consumidor, (ii) mejorar la
formulación e implementación de políticas, (iii) diseñar la red de transmisión y el mercado
eléctrico mayorista, (iv) aumentar la calidad y cantidad de electricidad para los pobres y (v)
proteger el medio ambiente. También se han ejecutado varias de las reformas de segunda
generación del programa para el sector eléctrico a través de un fondo de US$ 150 millones que
financió el Banco Mundial para el período 2005/08. Este programa, que constó de dos préstamos
basados en políticas, y de un préstamo de inversión en distribución, apoyó la estrategia para la
recuperación del sector eléctrico. Dirigido a: i) reducir pérdidas y mejorar la calidad del servicio,
especialmente mediante la reducción de los apagones masivos; ii) establecer condiciones para el
sostenimiento financiero de las empresas; y iii) aumentar el porcentaje de población con acceso a
la electricidad.
13.
El sector atraviesa un momento muy complicado por la confluencia de factores como
indisponibilidad de varias plantas de generación, falta de dinero para el pago a los generadores
de los compromisos asumidos, escalada de los precios del petróleo y problemas más
estructurales, como robo de energía y no pago del servicio por los consumidores, lo que agrava el
panorama de gestión eficiente de las empresas de distribución eléctrica. Toda esta confluencia de
factores impacta negativamente la sostenibilidad del sector.
14.
En 2008 el sector tuvo un fuerte impacto sobre el presupuesto fiscal. El shock de precios
del petróleo incrementó dramáticamente los costos de generación y las necesidades de
transferencias para cubrir la brecha tarifa-costos. La volatilidad de los precios resultó en una
brecha tarifaria creciente y mayores costos, ocasionando que los recursos del Tesoro destinados
al sector eléctrico alcanzaren el 3% del PIB.
15.
Las tarifas están entre las más altas de América Latina y el Caribe, lo que plantea
desafíos a la competitividad y a la equidad social. Operan para ello diversos factores:
dependencia de combustibles importados, frágil ambiente institucional, dificultades para
demandar a grandes deudores morosos, altos precios negociados inicialmente en contratos de
compra de energía con los generadores, elevados riesgos para los generadores (como el impago o
pago atrasado de las empresas de distribución y/o del gobierno), bajo índice de recuperación de
efectivo (CRI, por sus siglas en inglés) y altos costos operativos en la distribución.
16.
La política de subsidiar de forma cruzada las tarifas residenciales, con aumentos
desproporcionados en las comerciales e industriales, se traduce en precios más altos para
estos consumidores en comparación con los residenciales. En 2007, la tarifa residencial media
fue de US$ 0,160 por Kwh. (el promedio ponderado de América Latina y el Caribe fue de US$
0,115 en 2005), mientras que la tarifa industrial media fue de US$ 0,230 (el promedio ponderado
de esa misma región fue de US$ 0,107 por Kwh. en 2005), mientras que la tarifa comercial
media llegó a US$ 0,290 por Kwh.
17.
Se estima que los subsidios superaron los US$ 1000 millones en 2008. La necesidad de
subsidios ha crecido por el aumento de los precios de los combustibles con tarifas constantes.
Los subsidios se canalizan a través de dos mecanismos principales: el Programa de Reducción de
Apagones (PRA) y el Fondo de Estabilización de la Tarifa FET., diseñado para reducir el
impacto de los precios del combustible. La carga financiera se transfiere a las empresas de
distribución que se han visto imposibilitadas para cubrir sus costos por los combustibles en
aumento, una baja eficiencia y una base limitada de clientes a los que se les puede cobrar para
financiar el subsidio cruzado.
18.
El PRA fue establecido en 2001, inicialmente diseñado por dos años pero se fue
ampliando para suplir la ausencia de una alternativa para resolver los apagones y el
subsidio a la población de menores recursos. Su objetivo es la asignación de subsidios a los
pobres según su distribución geográfica y la realización de apagones rotativos de forma más
organizada. Actualmente, el subsidio tiene un techo que llega a los 700 Kwh.-mes, lo que
incentiva el consumo innecesario y tiene un efecto negativo en los balances de las empresas.
Cerca del 80% de los usuarios residenciales de áreas externas al PRA entran en esta categoría. El
consumo de la población realmente necesitada del subsidio está muy por debajo de este nivel
(100-120 Kwh.-mes). El criterio geográfico, con el cual se han aplicado los subsidios, ha
incentivado la mudanza de muchos consumidores a dichas áreas, elevando la energía que se
despacha con un efecto muy negativo en los balances operacionales de las empresas de
distribución.
19.
El sector ha permanecido en una crisis sostenida desde 2002 y, por tanto, la
planeación, estrategia y políticas deben apuntar a lograr su consolidación y sostenibilidad.
Las crisis han demostrado ser (a) cíclicas en aspectos como los relacionados con los precios de
los combustibles y los altos costos fiscales, y (b) permanentes, como baja calidad del servicio,
ineficiencia empresaria e improvisaciones. Una mirada retrospectiva desde los años 80 y una
cuidadosa planeación del sector sugieren que la estrategia y las políticas deberían responder a: a)
lograr la consolidación de las reformas introducidas en años anteriores, b) lograr la
sostenibilidad del sector para responder en forma oportuna y eficiente a la futura demanda, c)
incrementar la inversión en generación.
3. Desafíos
3.1. Fortalecimiento institucional
20.
El desafío clave es la consolidación del esquema actual para fortalecer y recuperar
la credibilidad del sector. La República Dominicana aprobó las leyes y creó las instituciones
necesarias para mejorar la eficiencia y el desempeño del sector, como por ejemplo, la posibilidad
de introducir el capital privado. Aún esas reformas no han podido mostrar los resultados
esperados debido a decisiones que a veces son contradictorias con la filosofía que fundamentó la
introducción de las mismas. Para consolidar el esquema y los enormes avances logrados en
materia legislativa, estas decisiones deben fortalecer acciones gerenciales e institucionales que
permitan recuperar la credibilidad de los inversionistas y asumir por parte de los consumidores la
responsabilidad y madurez para con los prestadores del servicio eléctrico.
21.
El sector privado parece haber perdido la confianza en las instituciones del sector y
busca garantizar sus inversiones por medio de contratos directos con el Estado debido a la poca
credibilidad en los organismos de regulación y control, lo que lleva al incumplimiento de los
compromisos por parte de los agentes del sector, como es el caso de CDEEE en el tema del pago
a los generadores de electricidad.
3.2 Racionalización de tarifas
22.
La actual crisis financiera e insostenibilidad del sector se puede enfrentar
reduciendo la vulnerabilidad a la alta volatilidad de los precios del petróleo. Como fue
necesario firmar varios contratos en momentos de crisis, estos resultaron en acuerdos o fórmulas
de remuneración que no solamente arrancaron con un precio muy alto para los combustibles,
sino que quedaron indexados con fórmulas de ajuste o mecanismos que incentivan el aumento de
precios para mejorar la rentabilidad de los generadores, mientras que no tienen mecanismos de
alivio para los consumidores en el caso de que los precios de los combustibles disminuyan. Esto
resulta a su vez, en la inexistencia de incentivos para instalar nueva generación o a mejorar la
eficiencia de las plantas, por cuanto la rentabilidad para los inversionistas disminuiría.
23.
Constituyen también desafíos importantes y fundamentales el mejorar las cobranzas
y todo el tema de focalizar los subsidios (evaluación del Programa de Reducción de Apagones PRA).
3.3. Pérdidas técnicas y comerciales
24.
Es importante continuar con los esfuerzos para reducir gradualmente las pérdidas
técnicas y comerciales. Éstas, incluyendo el hurto de electricidad, se incrementaron en forma
consistente de 10,7% en 1990 a 21,6% en el año 2000 (Gráfica 1). A partir de entonces se han
venido reduciendo gradualmente como resultado de medidas para mejorar la medición y la
recuperación de cartera de las empresas, las que incluyen la tercerización de la medición y el
cobro de facturas con incentivos para prevenir el fraude, el desarrollo de sistemas remotos de
medición y la mejora de la calidad de los servicios de suscripción, medida, facturación y
recolección de pagos (por ejemplo, utilizando bancos comerciales para facilitar los pagos), y
conexión y desconexión remota de los consumidores una vez se identifican los fraudes.
Gráfica 1 – Pérdidas Totales de las Distribuidoras (CDEEE)
Pérdidas Totales
50%
45%
46%
43%
41%
45%
40%
39%
38%
36%
35%
30%
30%
29%
25%
27%
20%
15%
10%
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009 (1Q)
Un ejemplo de reducción de pérdidas es Codensa en Bogotá, Colombia. En 1997 las pérdidas técnicas y
comerciales eran del 24%. La empresa redujo sus pérdidas a 10% en tres años y actualmente son del 8,6%. Codensa
inició su estrategia focalizándose en los barrios de menores ingresos que era donde estaban ubicados la mayoría de
usuarios sin medidores o con conexiones ilegales (aproximadamente 400.000). Se trabajó con la población de
manera de explicar la naturaleza de los trabajos y los beneficios que acarrearían (conexiones mejoradas, mejor
servicio, y iluminación pública en las calles) alcanzando acuerdos escritos y firmados sobre derechos y obligaciones
de los usuarios. Sólo las comunidades dispuestas a cooperar se beneficiaron del programa. Al cabo de tres años se
legalizaron 349.000 usuarios con un costo de US$76,4 millones (un promedio de aproximadamente US$ 220 por
usuario). Adicionalmente se establecieron programas para la normalización del servicio y el control de fraude en
barrios seleccionados (369,000 usuarios a un costo de US$ 35 millones, US$ 95 por usuario), y para grandes clientes
(8,000 usuarios a un costo de US$ 2.8 millones, $350 por usuario). Los ingresos adicionales por reducción de
pérdidas fueron equivalentes a los ingresos brutos del 2000, año en que se completó el programa. Codensa continúa
previendo pérdidas al crear incentivos que generen lealtad, tales como proveer crédito para comprar
electrodomésticos o instructivos acerca de medidas de ahorro energético. Como resultado, los usuarios de ingresos
bajos prefieren usar los servicios de Codensa que de otras empresas. Otro ejemplo es Albania. Allí se lograron
reducir las ineficiencias en el uso de la electricidad y aumentaron los ingresos del sector. El programa tuvo tres
componentes: a) un Plan de Acción para reducir pérdidas mediante mejor gestión en las labores de medición, corte y
re-conexiión de usuarioos; b) asistenccia técnica y educación,
e
y c)
c apoyo a la reforma
r
instituucional y al foortalecimientoo
del sectoor. El Plan dee Acción incluuía varios elementos, algunnos de los cuuales se están aplicando enn la Repúblicaa
Dominicaana, como: (11) Aumentar el número dee inspectores y reorganizaarlos; (2) Actuualización y mejora
m
de loss
equipos de
d medición; (3) Mejora enn la gestión del
d servicio al consumidor (incluyendo
(
contratos) y ell desarrollo dee
confiablees bases de daatos sobre clieentes; (4) Cam
mpaña de publlicidad; (5) Inntroducción dee esquema de incentivos enn
las entiddades de distrribución, y (66) Establecim
miento de un nuevo esqueema financierro y de conttabilidad. Laa
sostenibilidad del esquuema está soportada en el acompañamien
a
nto y educacióón a las comunnidades y clieentes sobre loss
costos dee la electriciddad y la auto
o organizaciónn para recibirr un mejor seervicio y reallizar pagos conforme a suu
capacidadd económica.
3.4. Costos operaccionales
Un desafíoo es reduccir los costtos operaciionales. Laas gráficas siguientess ponen dee
25.
manifieesto el probllema.
Gráffica 2- Comp
paración dee Indicador de
d Eficienciia MWh/Traabajador
14000
MWh / TTrabajadorr
124
438
12000
10000
8000
62
204
5651
6000
3806
4000
2270
1535
2000
1105
0
CHILECTRA
A (Santiago)
EDELNO
OR (Lima)
EDENOR
R (BsAs)
ELECTTROPAZ HIDR
ROANDINA (Laa Paz)
(No
orte Perú)
EEEG (Quito)
EDEs (DR)
Gráfica
G
3 – Comparacióón de Indicaador de Eficciencia Núm
mero de Clien
ntes/Trabajador
2500
0
2000
0
22
270
Clientees/Trabajaador
17
711
1486
1
1327
1500
0
934
1000
0
396
500
0
221
0
HIDRANDINA CHILECTTRA (Norte Perú) (Santiaggo)
EDELN
NOR (Lima)
ELECTR
ROPAZ (La P
Paz)
EDENOR BsAs)
(B
EEQ
Q (Quito)
EDEs (RD)
3.5. Divversificacióón de fuentees energéticas
La mayor parte de laa generacióón de electrricidad prooviene de ffuentes térm
micas. Sólo
o
26.
oeléctrica y, si se tomaa en cuenta toda la auto
ogeneración
n
el 14% de la capaccidad instalaada es hidro
El plan de expansión
e
d EGEHID
de
D contemplla el increm
mento de 762 MW dee
térmicaa, el 9%. E
capacid
dad hidroelééctrica duran
nte el períod
do 2006-20122.
El Proyecto de Desarrolllo de Energía Renovable
R
(RED
DP) de China inniciado en 20011 ha tenido resuultados exitososs en el mercadoo
para el desarrollo de tecnnología fotovolttaica. A junio de
d 2007 se apoyyó la instalación
n de 374,000 siistemas fotovolttaicos (FV) conn
una capaccidad total de 9 MW, beneeficiando a máás de 2 millonnes de personas y la creaciión de más dee 30 empresass
comercializadoras de esttos equipos en las provincias del noroeste. L
Los costos de sistemas
s
FV haan disminuido en
e un 50 %. El
programa introdujo dos innovaciones: (ii) fondos competitivos y (ii) unna facilidad de respuesta rápidda para los temaas de calidad dee
los compoonentes FV exiistentes. Su diseeño se basó en el
e Programa de Investigación FV
F Holandés (N
NOZ-PV) existtente entre 19977
y 2001. Se recibieron ceerca de 200 proopuestas por unn monto aproxim
mado de US$ 3.3
3 millones, con impacto siggnificativo en el
mercado al
a introducir centros de pruebaa y productos FV
F Chinos de ccalidad e innovvación a mercaddos internacionnales. China fijóó
como objeetivo al 2020 quue el 15% del total
t
de la enerrgía generada fuuera de fuentes renovables. Ell gobierno prom
mulgó la Ley dee
Energía Renovable
R
apoyyado por un prroyecto de asisttencia técnica del Banco, quue también apooyó la Ampliacción de Energíaa
Renovablee mediante un préstamo
p
por US$
U 174 millones y financiamiiento GEF por US$ 40 millonnes. Paralelameente la IFC hizoo
un préstam
mo a la empressa hidroeléctricaa local Zhongdda Sanchuan poor US$ 22 milloones para el dessarrollo de tres hidroeléctricass
de pasadaa a lo largo dell río Blanco enn la provincia de
d Yunnan. Poor otra parte, laa Unidad de Fiinanciamiento de
d Carbono del
Banco Muundial compra eemisiones de caarbono por 100 MW del parquee eólico en Huiitingxile.
2
Según laa CDEEE, la priimera de la nueeva serie de reprresas y plantas hidroeléctricas (Pinalito) es unn "modelo de ad
dministración
del medio ambiente", ya que sólo 12 fam
milias fueron reeubicadas y se hha realizado unaa amplia reforesstación.
4. Alternativas de Política
27.
La consolidación supone acciones en cuatro áreas que se interrelacionan mutuamente y
pueden contribuir a alcanzar en el mediano plazo la sostenibilidad del sector: (i) racionalización
tarifaria; (ii) reducción de pérdidas; (iii) reducción de costos operacionales; y (iv) focalización de
subsidios en la población más pobre.
4.1 Racionalización del esquema tarifario
28.
El descongelamiento de las tarifas reduciría la crisis al disminuir el déficit fiscal,
dando señales a los consumidores. Un congelamiento de las tarifas hace que el Estado asuma el
déficit o faltante con un alto impacto en la estabilidad macroeconómica. La racionalización
tarifaria resultaría en una mejora sustancial en las finanzas del sector. Esa racionalización debería
mejorar la cobertura de costos a través de toda la cadena de producción de electricidad. Esto
permitiría contratar nueva generación por mecanismos competitivos y utilizar nuevas
tecnologías, como el aprovechamiento de un mayor volumen de gas natural en la generación y
una adecuada remuneración de la transmisión y la distribución.
29.
El rezago tarifario se podría enfrentar con una decisión inmediata de incrementar
las tarifas en una proporción acorde a las posibilidades. Con los actuales bajos niveles de
precios de los combustibles líquidos, un incremento de las tarifas permitiría al sector alcanzar
una situación de relativa solvencia en el corto plazo, con pagos a las empresas de generación de
acuerdo con el Plan de Ajuste acordado, estableciendo un esquema de pago eficiente. Lo anterior
facilitaría la implementación de un nuevo orden tarifario para encarar el problema en el largo
plazo.
4.2 Reducción de pérdidas en distribución y transmisión
30.
Se hace necesario mejorar la eficiencia operativa del sector. Existen varios proyectos
de inversión para incrementar el nivel de medición de la electricidad que se entrega al mercado,
así como el recobro de las empresas de distribución. Es también preciso introducir un plan de
mejora de la eficiencia para que el incremento en el CRI no sea absorbido por las ineficiencias en
su administración. Los indicadores de gestión de las empresas deben ser definidos por la
Superintendencia de Electricidad, al mismo tiempo que se deberían implementar mecanismos de
control y seguimiento a la gestión administrativa, financiera y técnica de esas empresas.
31.
Otra necesidad es poner en funcionamiento el reglamento de la ley contra el fraude
para incrementar el pago de la electricidad por parte de grandes consumidores comerciales
e industriales. En 2002 el gobierno creó, por Decreto No. 748 El Programa Nacional de Apoyo
a la Eliminación del Fraude Eléctrico (PAEF). Su principal objetivo era ayudar a las empresas de
distribución en su esfuerzo por eliminar el fraude. Los resultados hasta el momento han sido
modestos. El avance mayor se realizó en 2007 con la modificación de la Ley de Electricidad,
convirtiendo en delito al fraude eléctrico (conexiones ilegales, no pago, etc.) y penalizando con
multas y/o condenas de prisión a quienes no la cumplan. La ley no ha sido reglamentada y el
fraude continúa en altas proporciones, aún por parte de la población con suficiente capacidad de
pago.
4.3. Reducción de Costos Operacionales
32.
Es necesario mejorar la eficiencia de las empresas adoptando políticas de mejoramiento
de su capacidad gerencial:
•
•
•
•
•
•
Profesionalización de la gestión, superando consideraciones políticas y organizacionales.
Reducción de costos y gastos administrativos y operacionales, con seguimiento a través
de indicadores para la mejora continua (número de empleados por consumidor, eficiencia
del sistema de cobro, desconexiones por fraude, etc.). Las Figuras 3 y 4 (anexo)
contienen datos comparativos de eficiencia utilizados en empresas de distribución de
energía en varios países de Centro América y el Caribe.
Perfeccionamiento de la coordinación entre todos los niveles gerenciales y
administrativos de las instituciones, eliminando la duplicación de funciones y la
superposición de responsabilidades.
Inversión en áreas cruciales como el mantenimiento de las redes de distribución, mejoras
en los sistemas de facturación y administración de las empresas.
Implementación de esquemas competitivos de suministro de energía por parte de los
actuales y nuevos generadores, evitando transacciones en momentos de crisis que resultan
en mayores costos y que requieren excepciones a las normas de adquisición de bienes y
servicios que garantizan procesos competitivos y transparentes.
Planificación financiera que permita regularizar los pagos a los actuales generadores al
mismo tiempo que se asumen compromisos con nuevos inversionistas.
4.4. Políticas de diversificación energética
33.
Debería considerarse la adopción de políticas de eficiencia energética nacional y de
diversificación de la matriz energética para disminuir la actual dependencia del petróleo y sus
derivados, reducir costos y un uso más intenso de energías renovables y la electrificación rural.
4.5 Rehabilitación de plantas de generación
34.
La República Dominicana posee el mayor terminal de LNG operacional en el área.
Una rápida negociación para hacer un mejor aprovechamiento de la inversión realizada por el
propietario de esa terminal permitiría, en muy corto plazo, incentivar una mayor utilización del
gas natural. Esto facilitaría adelantar un plan de rehabilitación de algunas plantas de generación
hoy obsoletas y de mantenimiento muy costoso.
4.6 Institucionalidad del sector para la reducción de los costos de transacción
35.
Una mayor institucionalidad dándole mayor claridad y operatividad eliminaría
costos de transacción y permitiría facilitar la toma de decisiones y planificación estratégica de
la matriz energética. Ello podría requerir:
•
•
•
•
Redefinición de roles y responsabilidades de cada uno de los actores que intervienen en el
proceso de definición de política energética, planeación del sector, implantación de las
políticas, materialización de las inversiones y el proceso de control y vigilancia de las
actuaciones de los agentes y actores del sector.
Diálogo horizontal entre entidades del sector para la coordinación y cooperación.
Diálogo vertical entre los niveles de gobierno nacional y regional.
Incorporación explícita a las políticas públicas de la relación entre energía, recursos
naturales y ambiente3.
4.7 Focalización de los Subsidios en la Población más Pobre
36.
Es necesario reformar el esquema del Programa de Reducción de Apagones (PRA)
de manera que los subsidios sean dirigidos hacia la población más pobre. Para ello, es
necesario rediseñar el sistema de subsidios y racionamiento, prosiguiendo con la tarea en curso
de reducir gradualmente los subsidios cruzados con el objetivo final de limitarlos a hogares con
un consumo mensual que sea sustancialmente menor al actual.
5. Conclusiones
37.
Las conclusiones de la presente nota de política energética para la República
Dominicana se pueden resumir en la necesidad de adelantar en el corto y mediano plazo
acciones tendientes a lograr la consolidación de las reformas introducidas en años
anteriores, construyendo una mejor y más eficiente institucionalidad para la formulación,
ejecución, regulación y evaluación de la política energética. En el largo plazo, sería conveniente
persistir en los esfuerzos por lograr la sostenibilidad del sector para responder en forma oportuna
y eficiente a la futura demanda de electricidad. Adicionalmente, y de manera de atender en
mayor medida a consideraciones de equidad, debería revisarse el esquema de subsidios vigente.
3
En 2005 la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Secretaría de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales
(SEMARN) firmaron un acuerdo de cooperación mutua para la implementación de una estrategia ambiental basada en la
participación activa del sector privado, la CNE y la SEMARN a través de la formación de auditores ambientales certificados por
una firma internacional, los que serán responsables de verificar el cumplimiento por las compañías energéticas de las
regulaciones ambientales y certificar que están sujetas a los planes de manejo ambiental definidos en la licencia concedida por la
SEMARN. La CNE verificará que los proyectos de desarrollo del sector responden al Plan definido por esa entidad.
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