DOCUMENTO TÉCNICO
PROPUESTAS DE LA ASOCIACIÓN DE INDUSTRIAS
DE LA REPÚBLICA DOMINICANA (AIRD) Y LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE USUARIOS NO
REGULADOS (ANUNR) PARA LA DISCUSIÓN DEL PACTO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN LA República DOMINICANA.
ENERO, 2014
Introduccion
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.
