El sector eléctrico dominicano está en crisis desde hace varias décadas. Durante los ochenta y principios de los noventa, el servicio de electricidad sufrió apagones frecuentes, grandes variaciones de voltaje,pérdidas sustanciales de energía, bajos índices de cobranza, deficiencias operativas y escaso mantenimiento. La baja calidad de la electricidad y la oportunidad política con que se manejaba la empresa pública encargada del
servicio (elusión en el cobro a los usuarios), derivó en un ciclo vicioso en el cual prosperó el incumplimiento en el pago de la factura de electricidad, lo que dejó a la CDE con fondos insuficientes para invertir, sobre todo en centrales generadoras.
A mediados de 1990, el gobierno buscó resolver la falta de capacidad de generación mediante productores independientes de energía, esquema mediante el cual una firma privada se comprometía a construir y operar la central, así como a entregar toda la electricidad a la cde a cambio de contratos de compra garantizada de energía y potencia, denominados Acuerdos de Compra de Energía (ACE) y conocidos en la jerga internacional como PowerPurchase Agreement (PPA). Gracias a esa estrategia, que significó pasar del
modelo de servicio público verticalmente integrado y operado por el Estado al esquema de comprador único, aumentó la capacidad y los apagones se redujeron significativamente. Sin embargo, dicha solución dio origen a nuevos problemas, por ejemplo, precios muy elevados por la electricidad comprada a los IPP, términos contractuales desventajosos para la cde, discrecionalidad y poca transparencia en la asignación de dichos acuerdos y sospechas de corrupción.
A partir de que el Congreso aprobara la Ley de Reforma Empresarial del Sector Público, en junio de 1998, el gobierno puso en marcha un procesode reestructuración del sector. La CDE fue segmentada en dos compañías de generación térmica y tres compañías de distribución. En 1999, el gobierno vendió 50% de las acciones de las cinco entidades y retuvo el restante 50%; ¡de forma paralela, cedió a los nuevos socios el control gerencial de las entidades. Como resultado de las nuevas disposiciones, la CDE desapareció y la CDEEE asumió el papel de líder y coordinador de las empresas públicas,es decir, ETED y Egehid. El Estado dominicano conservó su participación como socio (con 50% de las acciones) en las empresas generadoras Edehaina y EGEITABO y en las empresas distribuidoras Edenorte, Edesur y Edeeste.
En 2004, se transfirió a la CDEEE el Programa Nacional de Reducción de Apagones (PRA). La Unidad de Electrificación Rural y Suburbana (UERS) también forma parte del consorcio.
Las hidroeléctricas y la red de transmisión quedaron al margen de la privatización. La transmisión y producción hidroeléctricas permanecieron en el ámbito público porque la primera es un monopolio natural y por la necesidad de mantener una posición imparcial en el mercado y, en el caso de las hidroeléctricas, por razones ambientales y por el uso del agua para riego, electricidad, consumo humano, etcétera.
La Ley de Electricidad de julio de 2001 y las regulaciones de apoyo crearon un nuevo marco legal y regulatorio basado en el principio general de que las empresas deben ser responsables de la producción y el abastecimiento de electricidad en un ambiente de competencia, además de que el gobierno debía encargarse únicamente del diseño de políticas y de la regulación. Ese mismo año se creó una Comisión Presidencial para la Estabilidad de la Reforma Eléctrica para resolver los problemas del sector. En agosto de ese mismo año, se suscribió el “Acuerdo de Madrid”, que redujo los precios de la electricidad comprada a los IPP, pero amplió a 15 años el término de los contratos. Mediante dicho acuerdo, que involucra a las empresas generadoras Haina, Itabo y Seaboard, se contrataron más de 890 MW a un precio base de 5,5 centavos de dólar por kWh y 6,98 dólares por kW/mes, además de incluir fórmulas de indexación por un período de 15 años. Esa potencia equivalía a 50% de la demanda pico en 2001 y a 89%, aproximadamente, de la demanda base. Para una central con factor de planta de 95%, esto equivalía a 6,5 centavos de dólar por kWh, que de cualquier ¡forma era un precio muy alto para la demanda base de un sistema eléctrico.
De forma adicional, el acuerdo aumentó el canon de administración para las distribuidoras y concedió beneficios adicionales para generadores y distribuidores. Así, se estipuló que las distribuidoras cobraran un cargo por administración de 2,75% de las ventas brutas, lo que generaría ingresos de entre 300 millones y 350 millones de dólares. Ese derecho tuvo vigencia hasta 2004. También se concedió un incremento de 0,5 centavos de dólar en el valor agregado de distribución del kilovatio/hora, lo que representaba más de de 250 millones de dólares a favor de los socios privados de las distribuidoras.
Meses más tarde, en respuesta a la movilización social, fue creado el Programa de Reducción de Apagones (PRA) con la finalidad de suministrar electricidad a los barrios marginados (Decreto 1080-01 de noviembre de 2001). También se puso en marcha un Plan de Electrificación Nacional Rural por parte de la CDE, con la meta de alcanzar en 2015 una cobertura de 95% en áreas rurales.
Para paliar los efectos negativos del incremento internacional de los precios del petróleo, al inicio de 2002 el gobierno congeló las tarifas al menudeo. La diferencia entre los precios autorizados y los costos de generación resultó en un déficit financiero en aumento que fue asumido por el mismo gobierno. Durante la renegociación de los Acuerdos de Compra de Energía con miras a adaptarlos a la nueva estructura de mercado, el gobierno se responsabilizó de la compensación que debía otorgarse a los generadores a causa del aumento del combustible, la inflación y el tipo de cambio.
Como los precios del petróleo no cedieron, el costo fiscal alcanzó alrededor de 20 millones de dólares mensuales. Además, el gobierno había acumulado una deuda importante con los productores independientes a causa del incumplimiento de las obligaciones de pago que había aceptado el año previo. Dicha deuda ascendía a 179 millones de dólares en septiembre de 2002.-486
http://www.cepal.org/publicaciones/xml/0/37540/2009-LBC-104-web.pdf
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