SANTO DOMINGO, República Dominicana.- A pesar del escaso tiempo transcurrido, el ingeniero Radhamés del Carmen tiene ya a mano cifras satisfactorias que exhibir de su desempeño como administrador y gerente general de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur (Edesur), funciones que asumió en el pasado mes de julio.
Entre estos resultados, destaca como relevantes la disminución de 3.4% en las pérdidas de la compañía estatal durante el trimestre agosto-octubre, una tendencia a la baja en este vital aspecto, y un incremento en las cobranzas de 4.9% -por RD$467 millones- entre julio y octubre, con relación a este período del año anterior.
Otro logro significativo expuesto en el más reciente Informe de Gestión de Edesur -empresa concesionaria de importantes áreas en el Distrito Nacional, la provincia Santo Domingo, San Cristóbal, entre otras- ha sido la reducción de 28 a 24.6 millones de dólares de la deuda contraída con los proveedores. Y de US$36.5 millones a US$11.1 millones -un mínimo histórico- en el monto adeudado a los generadores de electricidad privados.
Del Carmen, hasta hace poco director de Distribución y Reducción de Pérdidas de la CDEEE (2012-2016), atribuye en este rendimiento en gran medida a un “reenfoque” de las estrategias corporativas de marketing y de vinculación con los usuarios, incluso del gasto en publicidad. “Hemos empezado a atender el mercado”, apuntó el funcionario al periódico Acento.
En la entrevista se habló también del Pacto Eléctrico, un proceso considerado decisivo para el desarrollo pleno y sostenible del sector, cuyo aparente estado de inercia el titular de Edesur atribuye a posturas e intereses encontrados, en temas “neurálgicos” como son la tarifa y las plantas a carbón de Punta Catalina.
¿Cuál es el balance de Edesur este año a nivel de las finanzas, las pérdidas?
En una empresa de distribución regularmente los cambios sustanciales no son rápidos, a menos que haya áreas desatendidas. En ese sentido, los logros más importantes los hemos tenido en la gestión de las cobranzas, digamos que por una mejor atención del mercado, y el tema de reducción de gastos y pago a los generadores, como consecuencia de esa misma mejora de la cobranza. Dentro de los hechos relevantes, luego de estar al frente de la gestión, destacan que los niveles de pérdida tienen una tendencia a la baja a partir de agosto del 2016. En términos de deuda encontramos una deuda de 28 millones de dólares, más una deuda sin registrar de otros 5 millones de dólares, y la deuda al cierre de octubre estaba en 24,6 millones de dólares, es decir que ahí ha habido una reducción sustancial, esa es la deuda con suplidores de bienes y servicios. Asimismo, la deuda con los generadores la encontramos en unos US$36 millones y al cierre de octubre está en su nivel histórico más bajo, en US$11.1 millones de dólares.
¿Incidió en esto la renegociación de la deuda con los generadores?
Los acuerdos con los generadores nos ayudaron al principio, porque pusieron el pendiente en US$97 millones. Pero nosotros tenemos que ceder el 75% de la cobranza para mantener la deuda controlada, y hay un compromiso de no volver a dejar subir la deuda. En ese sentido, como nosotros hemos subido la cobranza, nuestro 75% ha incrementado y da para más; fíjese como en el mes de septiembre el 75% dio para pagar el 82% de la factura, y al siguiente mes dio para pagar el 84%. Eso significa que el resto se paga con las transferencias que hace al Gobierno a la CDEEE, entonces el deterioro que pueda tener la deuda no es por la responsabilidad de nosotros (…) Edesur está manteniendo controlada su deuda que asume con los generadores. Nosotros hemos llegado y hemos encontrado una organización que probablemente no estuviera enfocada en lo que es su rol básico, y hemos estado trabajando en lo que es el Plan Estratégico, pero previamente estuvimos mirando el marco estratégico; es decir, la visión de la empresa, hacia dónde estaba apuntando, o sea en qué esta empresa se quería convertir. Entonces ahí tuvimos unas jornadas y redefinimos: misión, visión y valores, hicimos un reenfoque estratégico.
¿Hacia dónde apunta ese reenfoque y cuáles cambios implica?
La empresa de alguna manera miraba aspectos que no tienen que ver, que no estaban directamente relacionados con los clientes. Nosotros somos un monopolio, y como tal no tenemos ninguna razón de hacer promoción, campañas publicitarias, incluso acciones en campos que no vayan a dar un mejor servicio a los clientes. En consecuencia hemos enfocado la empresa hacia eso: dar un buen servicio, tanto desde el punto de vista del producto, o sea que la energía se sirva de manera continua, que hayan pocos cortes, pocos disparos por la lluvia y ese tipo de cosas. Y segundo, que si el cliente tiene una necesidad le demos respuesta rápida y de manera agradable, que lo dejemos satisfecho. Entonces ese es el enfoque que hemos hecho y eso nos trae una reducción en el gasto, porque tú ya te enfocas en eso y no tienes que estar invirtiendo en temas que no son relevantes para el negocio.
“¿Cómo tú las plantas más eficientes del sistema le apruebas que tengan el mantenimiento en medio del pico de la demanda, del verano?”
¿Hay una reducción del gasto en publicidad, por ejemplo?
Digamos que hemos reenfocado ese gasto hacia la reducción de pérdidas, hacia la atención al cliente, a educar al cliente sobre cada uno de los canales que tenemos. De manera que cuando tenga una necesidad en su casa no tenga duda de qué debe hacer y si debe salir o no, y qué cosas puede hacer por vía telefónica, con una llamada, en nuestra página web y en última instancia bajo cuáles circunstancias tendría que moverse a una oficina.
¿Cuáles metas o proyectos prioritarios hay para el 2017?
La prioridad acá es reducir las pérdidas, y en ese sentido estamos trabajando desde que llegamos. Entre los temas relevantes, pero cuyo impacto va a ser para el 2017, está el lanzamiento de 10 circuitos de 24 horas que hicimos en el período septiembre-octubre. Es una actividad donde se hace una especie de pacto entre Edesur y las comunidades que van a ser intervenidas con la rehabilitación de redes y la normalización, en el que la empresa se compromete a invertir y dar un servicio de 24 horas, a cambio de que las comunidades paguen el servicio, y en consecuencia se reduzcan las pérdidas y mejoren los ingresos. Esos 10 circuitos van a impactar a 110 mil 481 clientes y nos reducirían las pérdidas en 3,2%. Edesur tiene hoy pérdidas de 28,5% y deberíamos quedar en 25,3%, con esos proyectos nada más (…) Pero eso lo vamos a ampliar, tenemos un plan mucho más agresivo; ahora tenemos 202 circuitos, de los cuales 170 son circuitos a gestionar y estamos interviniendo estos diez, más otro paquete que haremos con recursos propios, que eso abarca nueve más, y esto también es para el año que viene. Con estos nueve podemos reducir las pérdidas en otro 2.2%, es decir, que ya estaríamos en 5.5%. Y el objetivo es que la mayor parte de las obras se hagan en el 2017. En ese mismo sentido, estamos trabajando en lo que comenzaríamos a final del 2017 hacia el 2018, porque como le decía, en el reenfoque que hemos hecho, hemos hecho un plan de cuatro años, porque es la forma en la que una empresa puede mutar de una cosa a otra. Cuando te decía que la misión de la empresa no estaba orientada bien, era que aquí regularmente solo se hacía un POA (Plan Operativo Anual), entonces la gente se enfocaba en el día a día de un año. Nosotros hemos dicho ‘no, nosotros estamos acá y en cuatro años debemos estar aquí’. Esto significa que estos cinco puntos debemos ir por ellos el año que viene, en el siguiente deberíamos ir por otros cinco y en dos años nosotros deberíamos tener pérdidas por debajo de 20 puntos. Ese es el objetivo básico. Para eso hemos estado enfocando todos estos proyectos, en resumen estaríamos atacando unos 30 circuitos de los que mayor nivel de pérdidas tienen, e instalando tele medición en los que no necesitan inversión en redes, pero tienen medidores convencionales. Entonces eso a nivel de estrategia, más una Dirección de Control de Pérdidas que hemos instaurado, son las herramientas que hemos diseñado y estamos implementando para bajar y mantener controladas las pérdidas.
Pero las pérdidas aumentaron levemente pese al descenso en los precios de la energía, según ha publicado la ADIE ¿Qué opina de este informe?
Hay un tema que es cierto. Se ha reducido el precio del petróleo y en consecuencia el precio de compra de las EDE, pero no es una acción, digamos, que decidieron los generadores y nos lo están pasando -como lo leí-, que ‘nosotros les hemos vendido más barato’. Antes de que se terminara el Acuerdo de Madrid y de que el petróleo bajara teníamos la misma situación de pérdidas, pero peor, y la factura era dos veces más. O sea, hoy estamos recibiendo una factura de US$120, US$125 millones, que llegó a ser de US$251 millones. Entonces, efectivamente ha habido una mejoría, y eso nos ha permitido tener un respiro en las transferencias. Si hoy el Gobierno está pudiendo hacer más se debe a que no ha tenido que transferirle tantos recursos al sector. Por ejemplo, al cierre de enero-octubre, en el balance de las tres distribuidoras puede verse que mientras en este período del 2015 tuvimos un balance de US$648 millones negativo, este año hay una mejoría de US$286 millones. Ese número coincide con los US$279, US$270 millones de que hablaba la ADIE (Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica) en el costo de la energía. Eso implica obviamente que hemos tenido mejores cobranzas y ese tipo de cosas, pero este es el respiro que está teniendo el Gobierno. Mientras en enero-octubre de 2015 tuvimos que pagar US$1,372 millones por la compra de energía; este año solo US$1,159 millones, y eso ha tenido una mejoría de unos US$220 millones. En el tema de las pérdidas no ha habido gran mejoría a nivel global, de las tres EDE. Pero sí ha habido mejorías, Edenorte ha tenido una mejoría significativa, porque tenía proyectos que estaban ejecutando. En el caso de Edesur en este año no se estaba ejecutando ningún proyecto. De hecho, cuando yo llego no se estaba instalando un solo medidor, ni se estaba haciendo ninguna acción que tendiera a bajar pérdidas. Es por ello que nosotros apretamos a los contratistas y logramos hacer estos lanzamientos (de circuitos 24 horas), sobre todo para poner como decimos acá ‘la bola en su cancha’; es decir, entregarles el circuito y que empecemos a trabajar.
“En el caso de Edesur en este año no se estaba ejecutando ningún proyecto. De hecho cuando yo llego no se estaba instalando un solo medidor”
Se critica que no se llamara antes a licitación para los nuevos contratos de energía; que es un riesgo para el sistema suplirse solo en el “mercado spot”
Mira, antes de tomar decisiones uno hace una matriz de riesgo y evalúa cómo te va a afectar eso. Nosotros en el Comité de Licitación evaluamos este tema y aceleramos dentro de lo posible para que la licitación se decidiera al 31 de diciembre de este año, pero para cumplir con la ley todo lo que nosotros hacemos, los pliegos de las licitaciones, todo tiene que ser aprobado por la Superintendencia de Electricidad (SIE), y en ese sentido la SIE no tenía terminado el reglamento que detallaba los requisitos para la licitación. Entonces cuando nos enviaron el borrador del reglamento tuvimos que hacerle observaciones, y eso retrasó el proceso. Entonces teníamos una de dos: o hacíamos contratos bilaterales, es decir llamábamos a los generadores y tratábamos de acordar a cinco o seis meses, o corríamos el riesgo del spot; entonces miramos cómo está el mercado y vimos que era más rentable y menos riesgoso comprar en el mercado spot. Yo no te digo que no pueda haber riesgos de tú mantenerte eternamente comprando en el spot, pero ahora mismo a nosotros nos conviene más comprar en el spot que a los generadores. Y como estamos dentro de la ley, dijimos ‘vamos a ver cuál es el período óptimo, y vemos que ese período es hasta marzo del año que viene; se reajustó el panorama y vamos a terminar la licitación de corto plazo en marzo; todos los generadores representados en la ADIE se inscribieron, eso es una buena cosa, y nosotros esperamos ahí conseguir contratos que nos beneficien.
¿Esperan obtener mejores precios?
En precios yo creo que no va a variar mucho la cosa, y es por eso tal vez que ellos están un poco más preocupados, y uno lo entiende, pero esa preocupación que tienen ellos ahora de un precio bajo, la hemos tenido nosotros en los últimos 15 años y hemos tenido que aguantarla a nivel de 1,200 millones, 1,300 millones de dólares por año, y hemos estado tranquilos. O sea que yo le pediría a los generadores que se estén tranquilos, ellos ven que estamos haciendo las cosas bien, y si un escenario nos favorece ¿por qué no aprovecharlo?
¿Cuándo entrarían en vigencia estos contratos?
El cronograma está hecho. Ahora pasamos al proceso de precalificación, y pasamos al tema de las preguntas y respuestas; terminó esa etapa y estamos en la etapa de recepción de las ofertas técnicas y luego entonces hacer la calificación interna y declarar quién ha sido el ganador de cada uno de los bloques de energía que estamos licitando, pero el proceso está en curso. Si no me falla la memoria, según el cronograma el 20 y algo de marzo se haría la adjudicación. Luego entra un período donde se firman los contratos, redactarlos y ponerlos en ejecución, pero digamos que a mediados de marzo el cronograma del proceso de licitación de corto plazo se estaría adjudicando. Ya después que tú lo adjudicas se estarían completando los trámites y entrando (en vigor) digamos que a partir de abril.
Generadores gestionaron cerrar contratos “aprovechando subida de precios” a mitad de año
¿A qué precios está comprando Edesur en el spot?
Nosotros andamos por debajo de 10 centavos (de dólar, por kilovatio hora) y ha subido un poco; hemos estado entre 8, 9 y 10 centavos, porque en los últimos meses tendió a subir y a mitad del año sucedió algo que fue que se dio el mantenimiento mayor de varias centrales, entre ellas AES con 350 megavatios salió, y había otras unidades, creo que Itabo salió también por mantenimiento, y la planta de DPP que está en Los Mina salió, porque ellos están construyendo el ciclo combinado ampliado, y tenían que sacar la unidad para poder hacer conexiones internas. Eso hizo que subiera un poco el spot, y los generadores aprovecharon para venir aquí para cerrar contratos en ese momento. Entonces nosotros les dijimos ‘pero ahora estamos en un período de transición, por qué no esperamos un par de meses?’. De hecho, aquí en esta mesa estuvieron ellos y les dije ‘ustedes y nosotros sabemos que cuando entren las unidades que están en contingencia el precio se va a regular’, y efectivamente teníamos razón. Ahora estamos comprando a un precio mejor que el que teníamos con el esquema de contratos, por el efecto de los combustibles, la disponibilidad de las centrales… como te dije, cuando a mitad de este año subió (el precio) cuando ellos sacaron unidades que estaban por mantenimiento mayor… que es un tema que nosotros nos preguntamos cómo tú a las unidades más eficientes del sistema le apruebas que tengan el mantenimiento a la hora, en el medio del pico (de la demanda) del año, del verano. O sea, que es un tema que a nosotros la próxima vez nos gustaría que la SIE nos permita opinar, pero a estas centrales eficientes se les tiene que dar el mantenimiento mayor en la época de frío.
¿Debe la Superintendencia intervenir para regular en este aspecto?
Ese es un tema que la Superintendencia debe regular y debe consensuar con nosotros (las distribuidoras). Es verdad que ellos tienen sus programas y demás, que van a alegar los generadores que sus máquinas no pueden dar más horas de las que están. Pero es un tema que se debería mirar, porque todas esas decisiones afectan al precio (de la energía) y son muchísimos millones de dólares, y en nuestro caso es incremento del déficit.
También se cuestiona la oferta de venta parcial de Punta Catalina, un proyecto llamado a reforzar la posición oficial al renegociar los contratos.
No podemos olvidar que lo que estamos viviendo hoy es un tema coyuntural, los precios del petróleo bajaron y nadie lo estaba esperando ni lo tenía previsto. Pero si tomamos el Acuerdo de Madrid desde el 2001 hasta el 2015 nos vamos a dar cuenta que ahí hay por lo menos doce años, hasta el 2013, en que el Estado estuvo aportando fondos para mantener el sistema a flote, y eso ha sido tan pesado como por lo menos un 2% y a veces un porcentaje mayor del PIB. Y cada vez que viene el Fondo Monetario y se reúne con todos los sectores y va y se reúne con nosotros en la CDEEE, por el peso que tiene. A la gente parece que se le olvidó eso. Cuando nosotros llegamos en el 2012 estábamos en el medio de la tormenta, con US$1,300 millones de déficit. ¿Qué hacemos entonces? Fuimos por todos lados, a Inglaterra, Estados Unidos, fuimos a Rusia, adonde quiera que se suponía había gas, y no apareció gas. Hubo que hacer entonces las plantas de Punta Catalina. Fíjate como son las cosas de la vida, hoy gana Donald Trump y dice ‘vamos a retomar el tema del carbón porque con el carbón podemos desarrollar la industria acá y además podemos generar empleo de calidad’. Entonces Punta Catalina lo que nos da es la seguridad de que con las variaciones que tenga el mercado este país no vuelva a entrar en una crisis como ésa. El sector empresarial dice ‘Gobierno, tú tienes que definir tu rol, si vas a ser empresario o vas a ser regulador’; entonces el Gobierno dice ‘no, yo lo que quiero es ser regulador, pero cuando te dejé a ti de empresario, te acomodaste con unos contratos, no desarrollaste la generación que debiste desarrollar y me hiciste a mí pagar más de diez mil millones de dólares de sobrecostos. Y cuando te llamé a renegociar los contratos, te negaste’. Por eso es que hacemos Punta Catalina, para que a la hora que llegara este momento que llegó en agosto-septiembre del 2016, no estar amarrados a que los generadores iban a hacer con nosotros lo que quisieran. Entonces se hace (PC) y en el Pacto ellos plantean que nosotros debemos ser reguladores nada más. Y estamos de acuerdo, te vendo las plantas, si tú quieres que te la venda te la vendo; pero en el fondo, digamos que nosotros lo que tenemos es una apertura a vender las plantas, pero no es una decisión nuestra, es un requerimiento de ellos. En el fondo eso no debería ser lo que nos preocupe a los dominicanos, al país. Lo que nos debería preocupar es que la planta entre y que entre cuanto antes, sin importar de donde sea. Si es nuestra, al final son transferencias que se ahorra el Estado; si es de ellos finalmente, el Estado recupera su inversión, y nosotros nos aseguramos que en unos precios de licitación el precio sea el correcto, y el Estado cobrará sus impuestos por la actividad empresarial. Entonces en el fondo no importa de quién sea, Punta Catalina va a cumplir su rol, y si ellos hubieran tomado la decisión de hacerla por sus propios medios hoy ellos no tuvieran que estar detrás de nosotros para que les vendiéramos las plantas, como si estamos obligados a ello.
Pacto Eléctrico: “No creo que esté estancado”
El Pacto Eléctrico luce estancado, se dice que el Gobierno se resiste a ceder en ciertos temas ¿Por qué se detuvo el proceso?
Mira, en un momento, en la última ‘pre plenaria’ o sesión que tuvimos, monseñor (Agripino Núñez Collado) ahí tomó la decisión de retenerlo hasta que nos pongamos de acuerdo, hubo unos temas que desde el principio los íbamos posponiendo. En lo que todo el mundo estaba de acuerdo nos íbamos poniendo de acuerdo, y en los temas donde estaban representados los verdaderos intereses del Estado, de los empresarios, del sector social y en este caso también de Fedomu (Federación Dominicana de Municipios), en esos temas los fuimos posponiendo, que son los que representan los intereses.
¿Cuáles han sido los temas de mayor disenso?
Nos dimos cuenta que los temas que nos separaban tenían que ver con el tema de la tarifa, sobre todo, y los que tenían que ver con Punta Catalina y con aspectos de la Ley que el sector empresarial debería estar cumpliendo y no estaba cumpliendo, como por ejemplo que los Usuarios No Regulados (UNR) tiene que pagar un 10% de su facturación para compensación del sistema y ellos nunca lo han pagado hasta ahora. Y es algo que además deben pagar; un usuario que yo tenga acá (En Edesur) y se me va con un generador, yo tengo que pagar un 3% de la recaudación al municipio, que ese usuario también los municipios reclamaban que les tenía que pagar su 3% a ellos, entonces por ahí vinieron los temas, digamos, más neurálgicos. Lo que hicimos fue entonces hacer reuniones, primero nosotros a lo interno en el Gobierno para definir el marco institucional, que teníamos algunas diferencias entre nosotros. Eso lo corregimos, fuimos con el Presidente (Medina) y decidimos qué va a pasar con la SIE, con la CDEEE, con el Ministerio de Energía y Minas; eso es un tema que resolvimos, el tema de los Consejos (de Administración), todo eso.
¿Qué se decidió en torno al rol de la CDEEE?
De alguna manera el Ministerio de Energía y Minas va a ser el órgano rector del sistema, y el resto de las instituciones tiene una adscripción y dependiendo de su rol es autónoma o no. En este caso la SIE no puede ser un órgano dependiente sino autónomo y así la empresa de transmisión (ETED). Asimismo el holding empresarial (CDEEE) tiene que ser autónomo, porque además en el holding el Estado ejerce la actividad empresarial, pero esa actividad compite con la actividad empresarial privada; entonces si el MEM es el que fija política y es empresario… entonces esos son los temas que hemos tratado y ya nos hemos puesto de acuerdo en eso. Y el tema de la tarifa, digamos que a nivel del Gobierno hemos consensuado una posición.
Del Carmen es egresado de la UASD en Ingeniería Eléctrica y Sistemas Eléctricos de Potencia, con estudios de Post Grado en Negocio Eléctrico de Distribución y Gestión de Utilities, en España.
http://acento.com.do/2016/economia/8406303-lo-importante-punta-catalina-cuanto-no-quien-sea-la-propiedad/
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