Todos sabemos que la falta de una solución integral al problema de la energía eléctrica en República Dominicana ha tenido graves implicaciones en nuestra vida social y económica, sobre todo, en nuestro desarrollo productivo por la cantidad de recursos sustraídos de otras obligaciones estatales y del bolsillo de los que pagan el servicio sin que haya mejoría ni para el Estado ni para los usuarios.

El pacto eléctrico, que según la END debió haberse discutido hace un año entre las fuerzas políticas, económicas y sociales, deberá ser consensuado en el marco del Consejo Económico y Social (CES). Sin embargo, por estar a la espera de dicho pacto, se siguen tomando decisiones sin una visión integral que nos lleve a solucionar definitivamente el mayor problema económico del país. Por ello desde la Asociación de Industrias de la República Dominicana, Inc. (AIRD) y la Asociación Nacional de Usuarios No Regulados, Inc. (ANUNR),  que agrupa a los grandes consumidores de energía de la industria, comercio, zona franca y turismo, hemos elaborado el presente documento que recoge a manera de esbozo una serie de propuestas iniciales que serán detalladas oportunamente, como un humilde aporte a la discusión de dicho pacto.

PLAN INTEGRAL

El plan integral del sector eléctrico expuesto por el Vicepresidente Ejecutivo de la CDEEE, Rubén Jiménez Bichara, ante una conferencia de AMCHAMDR, presenta los aspectos medulares del sistema, y cómo desde su punto de vista se pueden afrontar.

Es importante que el GoRD deba presentar cuál es su visión del sector eléctrico, donde pueda describir los siguientes puntos:

En el sector de generación, estrategia para la construcción de plantas a carbón y/o gas, y su impacto en el SENI,

En la transmisión, desarrollo del plan de expansión de la ETED y solución a las restricciones que presenta la red,

Y en la distribución, el plan para mejorar la cobranza-servicio al cliente y la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas.

Las actividades en cada sector tendrán que ejecutarse en paralelo, para que cada solución adoptada pueda reflejarse en todos los sectores de la cadena, es decir las soluciones tienen que ser integrales, no pueden ser aisladas. La solución planteada tiene que ser evaluada sobre el impacto que esta tendrá sobre la mejora global del sector, y señalar que otras acciones de acompañamiento tienen que ser realizadas por los demás agentes del sector, para que juntos podamos ir obteniendo los resultados proyectados.

Es decir, si las soluciones no tienen una vinculación entre sí con los otros sectores, se puede estar perdiendo el esfuerzo, a saber, si instalamos nueva generación y no se resuelven los problemas de cogestión en las redes de transmisión esta acción ocasionaría que se disminuya el impacto de esta nueva generación en la disminución de los precios y en una mejora de la calidad de servicio. Y por igual si los problemas del sector distribución no son abordados, a saber, aumento de capacidad de transformación, reducción de pérdidas técnicas y no técnicas, y la mejora de la cobranza, el problema del déficit financiero seguirá teniendo efecto negativo en el sector.

Este plan integral debe tener unos objetivos calendarizados, que permitan ir monitoreando el avance de las medidas que se van tomando en consideración. Esta ruta crítica de las actividades debe ser supervisada por todos los agentes del sector así como los grupos de opinión que incidan en el sector.

Es importante señalar que no se presenta un cronograma de actividades ni tampoco como estas actividades se encadenan para lograr las metas establecidas. Se debe también elaborar cual es el esquema financiero que se utilizaría, y como estas acciones impactarían el flujo de caja del GoRD y del sector.

Por otra parte, se requiere que todos los datos del sector sean publicados mensualmente. Toda la información comercial y técnica de las EDEs, CDEEE, EGEHID, y ETED, debe transparentarse para poder monitorear los avances alcanzados o si existen desviaciones de la ruta crítica cuales medidas hay que tomar para recuperar el tiempo perdido.

Se debe realizar una evaluación del monto de subsidio que  el GoRD puede entregar al sector, sin que esto sea convierta en una carga insostenible. Verificar cuantos usuarios/clientes están en el nivel de pobreza que sea necesario y acudir en su ayuda para el pago de sus obligaciones. Utilizando los datos publicados por la CDEEE en sus informes de desempeño para los clientes de 0 a 300 kwh/mes, el subsidio anual para estos clientes será de unos US$307 MM/año. Se propone la eliminación de todo subsidio para el resto de los clientes.

El éxito de la estrategia financiera planteada en la presentación de CDEEE va estar muy ligado a que tan fiable y realizable sea el plan de recuperación financiera de las EDEs, ya que estas son la caja del sector y son quienes compran la energía servida por los generadores. La transparencia y veracidad de la información suministrada por cada uno de los agentes del sector, en especial los que pertenecen al GoRD, jugará un papel especial en la mejora crediticia del sector a nivel internacional.

En la actualidad las EDEs tienen un gran déficit de medidores de energía, se estima que más de millón de usuarios no posee medidores. Las EDEs han podido observar que cada vez que se instala la medición al usuario y se convierte en cliente, este cliente reduce la compra de energía entre un 40 a 50%. Esta acción permite una mejora directa en la reducción de pérdidas no técnicas y administrativas, obteniéndose en una menor compra y una mayor facturación para la EDEs.

La CDEEE ha anunciado el inicio del censo eléctrico del país, la cual constituye una herramienta muy valiosa para la mejora de la gestión, en especial el servicio al cliente. La expansión de la telemedida y los medidores totalizadores debe continuarse hasta asegurar que todo el segmento de clientes industriales, comerciales y residenciales en capacidad de ser gestionados estén debidamente supervisados, facturado y cobrado.

El reciente proceso de licitación de energía que llevó a cabo la CDEEE en procura de construir (EPC) dos plantas a carbón de unos 300 MW/cada una, va en la dirección de mejorar la matriz energética de suministro de las EDEs y reducir los precios de energía a que estas adquieren sus suministros. Además es importante la estabilidad en las reglas de juego y seguir creando las condiciones de mercado para que las empresas privadas locales y extranjeras puedan invertir en la mejora y expansión del sector generación.

El diseño de la estructura financiera para soportar las inversiones que el GoRD tiene que realizar en cada uno de los diferentes sectores es una herramienta muy importante, por el peso financiero que esta inversión tendrá sobre el presupuesto de la nación. Se requerirán unos US$1,500 para generación, US$500 para transmisión y US$800 para distribución para los próximos 4 o 5 años. (Fuente: CDEEE)

TRANSMISIÓN

Proponemos para el sector de transmisión, apoyar el Plan de Expansión de Transmisión 2013-2020 recientemente presentado por ETED, y calendarizar las obras de acuerdo con su nivel de retorno.

Este plan de expansión de transmisión para el período 2013‐2020 fue elaborado por los ingenieros de ETED y Decon y se refiere esencialmente a una actualización del plan de expansión de transmisión 1996‐2015, ampliado por obras definidas por ETED en el pasado reciente como es la expansión del sistema 345 kV entre otros más las obras proyectadas por las tres empresas de distribución que abarcan la puesta en servicio de un total de 45 nuevas subestaciones 138/12.5 kV y 69/12.5 kV asímismo la incorporación de nuevas centrales térmicas, hidroeléctricas y eólicas.

                                                                                                                                    Fuente: ETED

GENERACIÓN

Para el sector de generación, el GoRD ha adjudicado recientemente unos 600 MW a carbón. El Estado será propietario de dichas unidades a través de las Empresas Distribuidoras EdeNorte, EdeSur y EdeEste, en el marco del Párrafo I del Articulo 11 de la Ley General de Electricidad que autoriza a cada una de las tres Empresas Distribuidoras a ser propietarias directa o indirectamente de instalaciones de generación, siempre que dicha capacidad de cada distribuidora no exceda del quince por ciento (15%) de la demanda máxima del sistema eléctrico interconectado. La inversión que el GoRD realizará para la adquisición de esos 600 MW a carbón ronda unos 1,500 MMUSD.

Los estudios de previsión de demanda nos señalan que para el 2020 se requerirán de unos 1500 MW adicionales a la capacidad actual del SENI, es decir, estos 600 MW, más la entrada de unos 430 MW de Barrick Gold y EGEHAINA, y  AES tiene en carpeta unos 300 MW, totalizando unos 1330 MW, nos dejarían un déficit de unos 170 MW. Por lo que hay que crear las condiciones de mercado (hacer que las EDEs sean sujetas de crédito), para que la demanda restante sea provista por inversionistas privados.

La CDEEE plantea que la modificación de la matriz de generación estaría compuesta de la siguiente manera:

Saludamos el hecho de que en los últimos meses se han realizado y se prevén realizar grandes inversiones en generación, tanto privadas como públicas, las cuales nos permiten visualizar una diversificación de la matriz y abaratamiento de costos de generación, las cuales deben ser completadas dando cumplimiento al Plan de Generación 2012-2025. Sin embargo, existe el temor en el sector empresarial de que la inversión que se está realizando en la construcción de las dos plantas de carbón recientemente adjudicadas, se convierta en una solución económica para el sector eléctrico, que sirva de excusa para la toma de las decisiones políticas que son indispensables para reducir las pérdidas y castigar el robo eléctrico. 

DISTRIBUCIÓN

El sector de distribución, es el sector con mayor rezago de los tres y que necesita muchas horas de trabajo e inversión. Hay varias subestaciones en los cascos urbanos que están sobrecargadas, y se necesitan ampliarlas. El servicio al cliente debe mejorarse, para esto hay que rehacer la base de batos de clientes y realizar una nueva captación del millón de usuarios que no tienen relación comercial con la empresa. Ampliar las políticas de detección de fraudes, iniciar un proceso de licitación de las brigadas para combatir la corrupción, realizar una campaña integral contra el robo de energía, y por último, reducir el nivel de subsidio en la tarifa eléctrica.

Ampliar la telemedición. En la actualidad, existen unos 200,000 puntos de telemedición, y para poder tener control y supervisión del 70% de la energía colocada por las EDEs en las redes se deben instalar unos 300,000 medidores más.  Esto permite gestionar y reducir pérdidas midiendo los clientes que representan el 70% del consumo (la experiencia actual gestionando con el software apropiado es que, en un plazo de nueve meses se puede reducir a un 10% la pérdida del sector gestionado). De controlar este 70% de la energía entregada por las EDEs, las pérdidas en este segmento se reducen a solo un 10%, esta reducción significa una reducción  del 7% del total de las pérdidas, estimadas en un 38%. Asumiendo otro tipo de gestión sencilla y poco conflictiva en el otro 30% de los consumidores y se perdiera hasta el 50% de su consumo, este segmento solo significaría el 15% del total, para un gran total de pérdidas de un 22% para fines del 2016.

En la actualidad hay unos 200 mil clientes con  medidores telemedidos instalados. De estos, unos 33,000 son gestionados por contrato por una empresa privada que coloca medidores a todos y cada uno de los clientes en los circuitos que gestiona. Los otros 170,000 son gestionados por las tres EDES y solo se instalan a clientes que consumen encima de 400 kwh y en otros casos a transformadores.

Faltarían por instalar unos 300,000 medidores a clientes y cerca de 10,000 totalizadores en transformadores para cerrar todos los circuitos, esto es, para poder realizar un balance de energía y hacer una buena gestión de pérdidas, para lo cual se debe medir a cada cliente conectado a cada transformador de distribución para poder hacer balances de pérdidas. La compra debería ser de 500,000 medidores para poder seguir gestionando y sustituyendo aquellos que se dañan o bien serán destruidos por los moradores cuando se hagan las instalaciones. La experiencia ha sido que un 10% de ellos se pierde en la primera instalación, así como medidores que pueden ser utilizados para ir mejorando la gestión en barrios de difícil gestión instalándolos a clientes que pagan por su servicio y pueden exigir servicio 24 horas. La inversión en compra, instalación y adecuaciones puntuales de la red de suministro de estos 500,00 medidores es de aproximadamente USD$100 MM.

Para poder cumplir con las metas del plan de reducción de pérdidas, el GoRD deberá proveer los recursos financieros que anualmente sean necesarios para el desarrollo de las obras de infraestructura las cuales permitirán alcanzar las metas propuestas.

La tarifa técnica debe cubrir los costos de compra de energía, VAT y VAD con un nivel de pérdidas que inicialmente por 3 años no debe ser mayor al 30%, y entre 3 a 5 años las pérdidas deben fijarse en 20%, después del quinto año  en adelante, ir desmontando las pérdidas a un  ratio de 2%/anual hasta alcanzar el valor calculado de las pérdidas técnicas y administrativas.

La aplicación de la tarifa técnica no debe ser pospuesta, y el GoRD debe proponerse cual podría ser en monto y los quintiles que podría subsidiar. Se sugiere que el subsidio se focalice para los clientes con consumo mensual entre 0 y 300 Kwh. Es importante señalar que la diferencia entre las pérdidas desde el momento de arranque y el 30% de pérdidas colocadas como meta inicial, deberá ser cubierta por el GoRD como un subsidio/inversión a la mejora de las EDEs, y de esa manera no se penalizaría a todos aquellos clientes que cumplen con su deber de pagar la energía eléctrica que consumen mensualmente.

COMERCIALIZACIÓN

Para poder enfrentar el robo y conociendo las experiencias que existen en el país, proponemos la implementación de las empresas comercializadoras las cuales se encargarán de gestionar las pérdidas de un circuito o área de operación. Como complemento de esta solución en aquellas aéreas donde las redes estén deterioradas o para los clientes de ingresos eventuales, se ampliarían las facilidades del sistema de prepago. El país tiene buenos ejemplos de que este sistema opera satisfactoriamente.

La comercialización es una ventana para la participación del sector privado en el sector de distribución, quienes por cesión de la distribuidora puedan gestionar e invertir en el mejoramiento de la calidad de servicio y en la reducción de pérdidas, de un sector, subestación o circuito. Actualmente hay ejemplos de éxito de la participación de empresas privadas en la disminución de las pérdidas de energía en las empresas distribuidoras. Esta iniciativa se podría mejorar y multiplicar aún más para reproducirse a mayor escala.

Con respecto a las energías renovables, hay que estudiar los beneficios/déficits que generaría hacia el sector eléctrico y al país, la reposición de los incentivos que inicialmente otorgaba la ley 57-07 a las empresas que invertían en la generación de energía renovable. Por igual, estudiar el impacto que tendría en la disminución del consumo de energía, una reducción arancelaria para los equipos eléctricos de alta eficiencia. Recodar que la energía más eficiente es la que no se necesita producir, ahorro.

MEJORA EN LA INSTITUCIONALIDAD DEL SECTOR

El éxito del Plan Integral del Sector Eléctrico descansa en gran medida en que se logre revertir la desconfianza generalizada de la sociedad Dominicana y de los agentes económicas en las instituciones del sector eléctrico, tal como surge de los comentarios recibidos en las entrevistas realizadas con personalidades e instituciones destacadas del sector como parte del presente trabajo de consultoría.

Se considera que el marco normativo (Ley de Electricidad) y su debida aplicación debería ser la base para crear la suficiente confianza en el sector toda vez que el marco establece claras responsabilidades, obligaciones e independencia de las instituciones que deberían velar por el respeto a la Ley de Electricidad y en la realización de los ajustes requeridos para que la dinámica del mercado sea seguida por su marco normativo como forma de promover la eficiencia en la operación del mercado y con ello el mínimo costo de abastecimiento de la demanda con una adecuada calidad del servicio. A estos fines es indispensable que todas las acciones en el sector estén apegadas al marco legal vigente y que se respeten los roles establecidos en la Ley. Por tal motivo no se proponen cambios en el marco normativo. Para crear condiciones en la que se perciba una mejora en la institucionalidad del sector se proponen las siguientes acciones:

ROL DE LA CDEEE

La Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) es por sus características un actor importante en el MEM de la República Dominicana. De acuerdo a lo establecido en el artículo 138 de la Ley General de Electricidad, sus funciones se entienden principalmente ligadas a liderar y coordinar las empresas de generación hidráulica y de transmisión, llevar a cabo los programas del Estado en materia de electrificación rural y sub- urbana a favor de las comunidades de escasos recursos económicos, así como de la administración y aplicación de los contratos de suministro de energía eléctrica con los Productores Independientes de Electricidad (IPP).

Las empresas eléctricas propiedad exclusiva del Estado, en conjunto, comercializan el 87% de la demanda, producen el 25% de la energía requerida por la misma y son dueñas del sistema de transmisión. Esto convierte al Estado en el principal actor del mercado y hacedor de sus políticas. Es por ello significativo cambiar esta situación a la brevedad posible para que el resto del mercado perciba un trato igualitario a los fines de competir por el abastecimiento de la demanda y la expansión del sistema.

Para hacerlo efectivo, se requiere la privatización a mediano plazo de las empresas de distribución EDENORTE, EDESUR y EDEESTE. Así la CDEEE se debería convertir sólo en una empresa de generación térmica que comercializa en el MEM la producción de las plantas de generadores independientes con los que ha suscrito contratos.

En particular, la separación de la ETED permitirá garantizar que los fondos resultantes de la aplicación de las tarifas de transporte sean aplicados íntegramente a la operación y mantenimiento de las redes de transporte y en la expansión de la misma todo lo cual redundará en un menor costo de abastecimiento de la demanda por reducción de congestión en la red de transporte y mejora de los índices de calidad operativa de la misma.

Es necesario que durante los próximos dos años y hasta que hayamos puesto en verdadera marcha el plan de solución al sector eléctrico, la Vicepresidencia Ejecutiva de la CDEEE sea la líder y coordinadora de todas las estrategias, objetivos, actuaciones, manejo de ingresos, gastos e inversiones de las empresas eléctricas de carácter estatal, poniendo en ejecución el decreto número 923-09, firmado por el presidente Leonel Fernández,  y que aún no ha sido derogado.

En estos momentos no podemos darnos el lujo de que existan consejos de administración en cada distribuidora o institución que tome decisiones particulares y no alineadas a una solución integral y que exista una UERS que se ha convertido en una CDEEE paralela, donde se gasta más que lo que se invierte.

INCENTIVOS A LA PARTICIPACIÓN DE USUARIOS NO REGULADOS EN EL MEM

Los Usuarios No Regulados (UNR) representan una parte significativa de la demanda eléctrica y por sus características son agentes activos del sector eléctrico contribuyendo así a la dinámica del sector. En muchos países los acuerdos de compra de energía que realizan los mismos se interpretan como las reales señales económicas del mercado toda vez que surgen de la libre interacción entre oferta y demanda.

En el caso del MEM de la República  Dominicana está definida la figura del UNR siendo esta toda demanda igual o mayor a 1 MW.

Se considera necesario producir incentivos a la participación de los UNR en el MEM reduciendo al mínimo las barreras de ingreso al mercado ya que esto dotará al mismo de un mayor nivel de competencia y por lo tanto una mejor dinámica en la operación del mercado, y más cuando hoy existe prácticamente un comprador único (el holding CDEEE) y por lo tanto no se dan las condiciones necesarias para que exista competencia en el mercado y los precios de la energía reflejen dicha situación.