SANTO DOMINGO,R.D.- Los acuerdos que han resultado del diálogo franco y abierto entre los compromisarios del Pacto, están orientados a fortalecer la eficiencia, eficacia y seguridad jurídica del sector eléctrico, sostiene una de las bases establecidas en un documento preparado para revisión de los integrantes del Comité de Coordinación Gubernamental y de la Comisión Ejecutiva del Consejo Económico y Social.
De acuerdo con el documento, el pacto procura, además, eliminar los incumplimientos, los solapamientos de roles, las insuficiencias legales y las distorsiones actuales en la aplicación de las normativas.
“Entendemos que el logro de todo lo anterior contribuirá a mejorar la confianza, el clima de inversiones, la competitividad empresarial y sistémica, el desempeño sostenible de las finanzas públicas y la ejecución de importantes programas gubernamentales llamados a resolver problemas cruciales del desarrollo del subsector y del país”, sostiene.
A continuación, el documento:
CONSEJO ECONÓMICO Y SOCIAL DE LA REPÚBLICA DOMINICANA
PACTO NACIONAL PARA LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO
DECRETO 389-14 DEL 13 DE OCTUBRE DEL AÑO 2014 DEL EXCELENTÍSIMO SEÑOR
PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA LIC. DANILO MEDINA SÁNCHEZ
PARA REVISIÓN DE LOS INTEGRANTES DEL COMITÉ DE COORDINACIÓN GUBERNAMENTAL Y DE LA COMISIÓN EJECUTIVA DEL CES
Santo Domingo, 20 de octubre de 2017
NOMBRE DOC: CES-ENSAYO DE EDICIÓN 19-10-2017
PREÁMBULO
REUNIDOS los actores del sub-sector eléctrico de la República Dominicana, instituciones del Gobierno Central, el Consejo Económico y Social, los representantes de organizaciones empresariales, laborales y sociales, partidos políticos y otros actores de la sociedad dominicana, con la presencia de los expertos e invitados especiales en calidad de testigos, convocados por el señor Presidente de la República, Lic. Danilo Medina Sánchez, mediante el Decreto 389-14 de fecha 13 de octubre de 2014.
EN EL ENTENDIDO DE QUE:
RECONOCEMOS que la República Dominicana se ha proclamado como un Estado Social y Democrático de Derecho, cuya función esencial es la protección efectiva de los derechos de la persona, el respeto de su dignidad y la obtención de los medios que le permitan perfeccionarse de forma igualitaria, equitativa y progresiva, dentro de un marco de libertad individual y de justicia social, compatibles con el orden público, el bienestar general y los derechos de todos.
RECONOCEMOS que de acuerdo con los numerales 1 y 2 del Artículo 147 de la Constitución de la República, el Estado dominicano garantiza el acceso a servicios públicos de calidad, directamente o por delegación, mediante concesión, autorización, asociación en participación, transferencia de la propiedad accionaria u otra modalidad contractual; del mismo modo, establece que los servicios públicos prestados por el Estado o por los particulares, en las modalidades legales o contractuales, deben responder a los principios de universalidad, accesibilidad, eficiencia, transparencia, responsabilidad, continuidad, calidad, razonabilidad y equidad tarifaria.
RECONOCEMOS que la Ley Orgánica de Estrategia Nacional de Desarrollo de la República Dominicana 2030 (END), Ley 1-12, consigna como objetivo estratégico crear las condiciones necesarias para asegurar un suministro confiable de electricidad, a precios competitivos y en condiciones de sostenibilidad financiera y ambiental. Para el logro de este objetivo es necesario, de acuerdo con el Artículo 35 de la END, que las fuerzas políticas, económicas y sociales arriben a un pacto para solucionar la crisis estructural del sector eléctrico, asegurando la necesaria previsibilidad en el marco regulatorio e institucional que posibilite la inversión necesaria en la energía que demanda el desarrollo nacional.
RECONOCEMOS que como se establece en el Artículo 15 de la Ley 1-12 de Estrategia Nacional de Desarrollo, es una política transversal promover la participación social en la formulación, ejecución, auditoría y evaluación de las políticas públicas, mediante la creación de espacios y mecanismos institucionales que faciliten la corresponsabilidad ciudadana, la equidad de género, el acceso a la información, la transparencia, la rendición de cuentas, la veeduría social y la fluidez en las relaciones Estado-sociedad. En este sentido, la Ley 1-12 designa al Consejo Económico y Social, en virtud de su mandato constitucional, como el espacio para la discusión y concreción del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico.
CONSIDERAMOS que los problemas nodales del sector eléctrico, que frenan su desarrollo y capacidad de adaptación ágil y eficiente a las nuevas condiciones del desarrollo actual, han sido identificados, de una u otra forma, por los diferentes sectores de la sociedad, por expertos nacionales e internacionales y por las autoridades del sector gubernamental.
REAFIRMAMOS que el proceso de consulta, discusión y concreción del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, ordenado por el Decreto 389-14 en cumplimiento del mandato de la Ley 1-12 de la Estrategia Nacional de Desarrollo, se estructuró con el propósito de encontrar soluciones consensuadas, producto del diálogo entre los distintos actores, para superar los nudos y obstáculos que, a la fecha, han sido la causa principal de que los instrumentos legales, planes e iniciativas relacionadas con el subsector eléctrico no hayan logrado plenamente sus objetivos.
REAFIRMAMOS, así mismo, que la finalidad del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico es construir una visión consensuada del sistema eléctrico al que aspira la nación que guíe las acciones a desarrollar en el corto, mediano y largo plazo para que la República Dominicana cuente definitivamente con un servicio eléctrico eficiente, competitivo y sostenible a través del tiempo, en beneficio de la población y el desarrollo nacional.
CONSIDERAMOS que la suscripción del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico busca igualmente garantizar la instauración en el sector eléctrico de los mecanismos de evaluación y rendición de cuentas integrales, sistemáticos, permanentes y transversales para todos los procesos y actores públicos y privados del sistema eléctrico en la República Dominicana de acuerdo a la Constitución, leyes y normas vigentes.
ASUMIMOS que el respeto a la Constitución, el cumplimiento de la Ley y la defensa de los valores éticos de respeto, integridad, veracidad y responsabilidad son consustanciales al proceso y suscripción del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico de la República Dominicana.
El presente preámbulo forma parte integral del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, y en tal sentido, las siguientes son las
1. BASES SOBRE LAS CUALES PACTAMOS
1.1 La energía eléctrica es un servicio esencial para lograr el desarrollo económico y social del país y debe ser provisto en condiciones de sostenibilidad financiera y ambiental y con una adecuada gestión de riesgos. Un suministro de electricidad crecientemente sostenido, de mejor calidad, confiable, eficiente, resiliente y al menor precio posible constituye el propósito social fundamental de los acuerdos, convenios, tratos, valoraciones y políticas derivadas del presente Pacto. Lograrlo, depende en buena medida de asegurar que el mercado eléctrico funcione de manera fluida y competitiva, donde todos los agentes que participan en el mismo cumplan sus roles con eficiencia, transparencia y apego a la ley siendo el regulador la única autoridad técnica y legal, en el ámbito administrativo-regulatorio, que haga posible la sana competencia y la protección de los intereses de los consumidores sin menoscabo de la actuación de otras instancias establecidas.
1.2 Los acuerdos y compromisos asumidos en este Pacto son de distinta naturaleza. Algunos implican políticas públicas concretas y reformas legislativas; otros exigen dedicar mayores esfuerzos públicos y privados; y otros promueven cambios de paradigmas en nuestro accionar cotidiano, personal y colectivo. No obstante, todos están orientados a alcanzar un sistema eléctrico que contribuya al desarrollo nacional sostenible y al bienestar de la población.
1.3 Los acuerdos que han resultado del diálogo franco y abierto entre los compromisarios del Pacto, están orientados a fortalecer la eficiencia, eficacia y seguridad jurídica del sector eléctrico; así como, eliminar los incumplimientos, los solapamientos de roles, las insuficiencias legales y las distorsiones actuales en la aplicación de las normativas. Entendemos que el logro de todo lo anterior contribuirá a mejorar la confianza, el clima de inversiones, la competitividad empresarial y sistémica, el desempeño sostenible de las finanzas públicas y la ejecución de importantes programas gubernamentales llamados a resolver problemas cruciales del desarrollo del subsector y del país.
1.4 Afrontar el reto de la transformación y modernización del sector eléctrico es una prioridad estratégica nacional que demanda un fuerte compromiso político y social, a fin de que las políticas a implementar se asuman como políticas de Estado; por tanto, este Pacto tendrá plena vigencia hasta el año 2030, sin importar las variaciones o cambios políticos que puedan ocurrir en el lapso de este tiempo. Se entiende que para garantizar la legitimidad de las modificaciones y los ajustes que se introduzcan a lo pactado, éstos deberán ser realizados mediante un proceso plural, colectivo y de amplia participación, como el que sustenta al presente Pacto.
1.5 Toda reforma es un proceso continuo, complejo y dinámico, en la que confluyen distintos intereses y actores. El principal valor agregado de este Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico será implementar mecanismos adecuados y transparentes para el cumplimiento de cada uno de los compromisos asumidos, así como la definición de cronogramas, metas cuantificables y mecanismos para el seguimiento, la evaluación, la veeduría ciudadana, y la retroalimentación constante, con la participación social activa y sistemática.
1.6 La transformación del sistema eléctrico requiere realizar los máximos esfuerzos en procura de asegurar el financiamiento y desarrollo de todos y cada uno de los acuerdos derivados de este Pacto en un marco permanente de transparencia, de evaluación y de rendición de cuentas de la eficacia de las estrategias y acciones adoptadas.
2. VISIÓN AL 2030
La República Dominicana cuenta con un servicio eléctrico universal, de calidad, eficiente, confiable, resiliente, ambiental y financieramente sostenible.
3. MISIÓN
Proveer un servicio eléctrico bajo los principios de universalidad, accesibilidad, eficiencia, transparencia, responsabilidad, continuidad, razonabilidad y equidad tarifaria, mediante la operación en condiciones de sana competencia conforme al marco legal, la seguridad jurídica, la promoción de sinergias entre actores públicos y privados, el aprovechamiento de fuentes de energía renovable, la innovación tecnológica, así como la adopción de políticas y planes coherentes y consistentes en el tiempo, sujetos a evaluación permanente y mecanismos de rendición de cuentas; todo ello en beneficio del desarrollo nacional sostenible.
4. CUMPLIMIENTO DE LA LEY
4.1 En cumplimiento de lo establecido en la Constitución y las leyes vigentes, reconocemos que el Estado es el garante del cumplimiento de la ley y del respeto a los derechos fundamentales y adquiridos.
4.2 Todos los actores del sector eléctrico se comprometen a actuar apegados a la legalidad, la ética y la transparencia, mediante la aplicación y respeto efectivo de la Ley General de Electricidad 125-01 y de todas las normativas que sustentan su aplicación y de las legislaciones de carácter general relativas a compras y contrataciones, control interno, servicio civil y carrera administrativa, relaciones laborales y libertad sindical, medioambiente, gestión de riesgos, transparencia y rendición de cuentas, y todo esto bajo un esquema de planificación y regulación de la industria eléctrica.
4.3 No obstante, reconocemos que la solución de la problemática del sector eléctrico del país, en estricto cumplimiento a los principios establecidos en la Constitución y las leyes que regulan el subsector, requerirán realizar modificaciones puntuales a dicho marco legal, a fin de dar cumplimiento a los compromisos que estamos asumiendo en este Pacto.
5. PARTICIPACIÓN DE LOS ACTORES QUE INTERVIENEN EN EL SECTOR ELECTRICO CONFORME MANDATOS CONSTITUCIONALES
5.1.1 ROL DEL ESTADO. Se reafirma que las funciones esenciales del Estado son de carácter normativo, promotor, regulador y fiscalizador, de conformidad con lo dispuesto en el art. 5 de la ley 125-01 y sus modificaciones, así como la de fomentar la iniciativa privada y la participación en la actividad comercial bajo el principio de subsidiaridad, en los términos previstos en el artículo 219 de la Constitución. El Estado dominicano fortalecerá el ejercicio de estas funciones esenciales en la prestación del servicio eléctrico, ya sea provisto por empresas públicas, privadas o mixtas, de manera que dicha prestación responda a los principios de universalidad, accesibilidad, eficiencia, transparencia, responsabilidad, continuidad, calidad, razonabilidad y equidad tarifaria previstos en la Constitución.
5.1.2 El Estado mantendrá su participación con carácter monopólico en la generación hidroeléctrica mayor de 5 MW y la transmisión de energía del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
5.1.3 El Estado promoverá la participación de los sectores privado y solidario en las actividades de generación y distribución eléctrica, ya sea mediante concesión, autorización, asociación en participación, transferencia de la participación accionaria u otra modalidad contractual, de conformidad con la Constitución y la ley 125-01 y sus modificaciones.
5.2 PARTICIPACIÓN PRIVADA EN LA COMERCIALIZACIÓN
5.2.1 La Superintendencia de Electricidad (SIE) deberá emitir mediante resolución, en un plazo no mayor de doce (12) meses contados a partir de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, una normativa que establezca las condiciones necesarias para que las Empresas Distribuidoras puedan subcontratar la actividad de comercialización, para mejorar la gestión, bajo un sistema transparente de contratación de servicios vía licitación pública con empresas privadas o de capital mixto y cooperativas eléctricas y entes y órganos con capacidad legal, previamente aprobadas por la Superintendencia de Electricidad (SIE), así como los procedimientos que regirán esta subcontratación. Esta normativa igualmente establecerá los derechos, obligaciones y responsabilidades de la empresa o cooperativa eléctrica que resulte subcontratada para dichos servicios de comercialización, incluyendo una definición del modelo de subcontratación, que puede ser a través de la segmentación de circuitos, zonas, región u otro criterio que se considere pertinente a fin de medir y gestionar los resultados de la misma. Se acuerda el desarrollo e implementación, por parte del Estado dominicano, de un programa de fomento de cooperativas eléctricas.
5.3 REESTRUCTURACIÓN INSTITUCIONAL
5.3.1 La reestructuración del marco institucional del subsector eléctrico debe definir los ámbitos de competencia y actuación de los distintos entes y organismos públicos, conforme a lo establecido en el Art. 138 de la Constitución y en la Ley 247-12 Orgánica de la Administración Pública.
5.3.2 Este reordenamiento exigirá la revisión del marco institucional dispuesto en la legislación vigente (Ley 125-01 y sus modificaciones), a los fines de establecer la reasignación de roles y funciones, así como el destino final de los activos y pasivos de las instituciones sujetas a esta reestructuración.
5.3.3 En un plazo no mayor de doce (12) meses de aprobada la posible modificación de la Ley 125-01, se deberá realizar a cada una de las instituciones sujetas a reestructuración una auditoría por firma independiente, con el objetivo de determinar los activos y pasivos objeto de reasignación.
5.3.4 A fin de que el Ministerio de Energía y Minas sea el órgano rector del sector energético y se delimiten las funciones de cada uno de los organismos autónomos que a tales fines fueron creados por la Ley General de Electricidad No. 125-01 y sus modificaciones, el Gobierno se compromete en un plazo doce (12) meses a someter las iniciativas legislativas necesarias, con el objetivo de garantizar la coherencia en la separación de las actividades institucionales en: (i) diseño e implementación de políticas públicas sectoriales, (ii) planificación energética, (iii) regulación e (iv) iniciativa empresarial para producción y prestación del servicio eléctrico.
5.3.5 Las competencias de la Comisión Nacional de Energía pasarán a ser integradas en su totalidad al Ministerio de Energía y Minas, creado mediante la Ley No. 100-13, pasando todas las funciones y competencias a los Viceministerios y Direcciones correspondientes. También se traspasará el personal y presupuesto necesario, evitando solapamiento y duplicidades y procurando el uso racional de los recursos disponibles para el logro de los objetivos y planes institucionales y sectoriales.
5.3.6 La Superintendencia de Electricidad será la institución responsable de la regulación y fiscalización del subsector eléctrico con total independencia en su actuación y con autonomía operativa y presupuestaria, con la finalidad de garantizar la prestación del servicio público de electricidad conforme lo establecido en el Artículo 147 de la Constitución.
5.3.7 La Oficina de Protección del Consumidor de Electricidad, (PROTECOM), como dependencia de la Superintendencia de Electricidad, continuará con sus funciones como el órgano responsable de la protección y defensoría de los usuarios del servicio público de electricidad.
5.3.8 REESTRUCTURACION DE LA CDEEE. De conformidad con lo establecido por la Ley 142-13, en un plazo no mayor de 12 meses a partir de la suscripción del Pacto para la Reforma del Sector Eléctrico, la CDEEE será reestructurada en consistencia con lo establecido en la ley del sector eléctrico No. 125-01, la ley no. 100-13 que crea el Ministerio de Energía y Minas y la Ley 1-12 que establece la Estrategia Nacional de Desarrollo.
PÁRRAFO: [Los nuevos contratos de compra y venta de energía deberán ser realizados por las EDES mediante proceso de licitación pública y serán administrados por ellos.] DISENSO NO. 1 SE MANTIENE AL 14 DE SEPTIEMBRE DE 2017.
5.3.9 La Unidad de Electrificación Rural y Suburbana, (UERS) y sus competencias, en relación con la política, planes y financiación de la electrificación rural y suburbana, así como la identificación, diseño de proyectos para tales fines, se integrará al Ministerio de Energía y Minas, mediante la creación de una Unidad Especializada dentro del Viceministerio de Energía. Corresponderá a ese Ministerio dimensionar adecuadamente esta Unidad en términos financieros y de recursos humanos, tomando en cuenta las políticas públicas, los planes de desarrollo y de expansión sectorial, el presupuesto anual del Ministerio debidamente aprobado y los recursos consignados en la Ley 125-01 y sus modificaciones (art. 138, párrafo 2) para financiar la electrificación rural y suburbana.
5.3.10 La expansión de la electrificación en zonas no electrificadas debe formar parte de los planes indicativos de expansión del MEM y guardando respeto a los derechos de las respectivas empresas y cooperativas concesionadas dentro de su área correspondiente.
5.3.11 El Ministerio de Energía y Minas dentro de su política energética en vigor propondrá los planes de expansión y electrificación de las comunidades rurales y sub-urbanas a las concesionarias, las cuales podrán establecer que los mecanismos autogestionarios sean a través de las empresas distribuidoras concesionadas o las cooperativas concesionadas.
5.3.12 Se recomienda que las Empresas de Distribución de Electricidad de propiedad estatal tengan un Consejo de Administración integrado por siete (7) miembros, designados por el Poder Ejecutivo, los cuales deben ser profesionales con (i) reconocida experiencia gerencial, (ii) incuestionable solvencia moral y ética de trabajo, (iii) no tener conflictos de interés con propietarios de empresas eléctricas ni empresas eléctricas ni estar vinculados a éstas y (iv) dedicados exclusivamente a éstas funciones a excepción de la actividad académica. Por el desempeño de sus responsabilidades recibirán una única remuneración.
5.3.13 La administración de la Superintendencia de Electricidad corresponderá a un Consejo integrado por un (1) presidente y dos (2) miembros, designados por el Poder Ejecutivo. Ostentará el cargo de Superintendente quien sea señalado como presidente del Consejo. Los miembros del Consejo serán: a) Ciudadanos (as) dominicanos (as), y deberán estar en pleno goce de sus derechos civiles y políticos; b) Profesionales que se hayan desempeñado en forma destacada en cuestiones profesionales o académicas y por lo menos con ocho (8) años de experiencia en el sector de energía; c) No tener conflictos de interés con propietarios ni empresas eléctricas ni estar vinculados a éstas. Los miembros del Consejo dedicarán tiempo completo a sus funciones y formarán parte del personal de planta de la Superintendencia de Electricidad. Estas funciones no son incompatibles con la docencia.
5.3.14 Serán nombrados por un período de cuatro (4) años en el ejercicio de sus cargos y sólo podrán ser removidos de sus funciones por faltas graves. Por excepción, los primeros miembros del Consejo serán nombrados, a partir de la modificación de este artículo, por períodos de 2, 3 y 4 años respectivamente, de forma tal que en lo sucesivo, tengan vencimientos escalonados de sus respectivos mandatos. Los miembros de la SIE, aunque podrán repetir por más de un período, no podrán permanecer en estos cargos por un tiempo acumulado mayor a doce años.
5.3.15 EGEHID Y ETED COMO EMPRESAS DESCENTRALIZADAS. Se acuerda que como parte de las modificaciones sugeridas a la Ley 125-01 que se deriven de este Pacto, se proceda a modificar el Art. 138 para ratificar por ley la creación de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana, ETED, a la cual fueron transferidas todas las líneas y sistemas de transmisión eléctricas (Sistema Interconectado). Así como la ratificación por ley de la creación de la Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID), a la cual fueron traspasadas la propiedad y administración de los sistemas de generación hidroeléctrica del Estado habidos y por haber, estas empresas son propiedad estatal, con personería jurídica y patrimonio propio y están en capacidad de contraer obligaciones comerciales contractuales según sus propios mecanismos de dirección y control.
5.3.16 Se acuerda que los miembros del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC-SENI) realicen una revisión de los Estatutos de dicho organismo en un plazo no mayor de 6 meses para lograr que en la representación y toma de decisiones exista un equilibrio entre los representantes del mismo conforme al Artículo 38 de la Ley 125-01 y sus modificaciones, y entre el sector público y el sector privado, ya que es el organismo que garantiza el equilibrio y la sostenibilidad del Sistema.
5.3.17 Recomendar la contratación de una consultoría legal para revisar el andamiaje legal del OC-SENI a fin de implementar las recomendaciones para robustecer los mecanismos, compromisos, obligaciones y derechos entre los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista y las sanciones por los incumplimientos.
6.RÉGIMEN REGULATORIO EFECTIVO, ORIENTADO A ASEGURAR LIBRE COMPETENCIA, PROMOVER EFICIENCIA, ATRAER INVERSIONES, PROTEGER A LOS CONSUMIDORES Y ASEGURAR TRANSPARENCIA Y RENDICIÓN DE CUENTAS
6.1. LIBRE COMPETENCIA.
6.1.1 De conformidad con el artículo 4 de la Ley 125-01 y sus modificaciones, se debe promover la libre competencia y las inversiones en todas las actividades del sub-sector eléctrico donde sea factible, en las condiciones previstas en dicha ley y respetando los derechos adquiridos de conformidad con dicha ley. Se deberá revisar la forma de identificación y tipificación de los casos de competencia desleal y abuso de posición dominante, y reforzar la capacidad sancionadora en el marco legal, acorde con la ley de defensa de la competencia.
6.1.2 El Estado debe garantizar la estabilidad del marco normativo, la seguridad jurídica y un adecuado clima de inversiones, en el que no existan condiciones de competencia desleal o barreras de entrada a la inversión privada, de conformidad con lo establecido en la Constitución y las leyes.
6.1.3 Con la firma del presente Pacto por la Reforma del Sector Eléctrico se declara de alto interés el cumplimiento del artículo 110 y el literal b del artículo 56 de la Ley de Electricidad No. 125-01 y sus modificaciones.
6.1.4 En donde opere un régimen de competencia, la igualdad de tratamiento de los distintos actores y agentes que participan en él, deben ser garantizadas por el Estado, sin conflictos de intereses, ni privilegios. El Estado garantiza un tratamiento fiscal igualitario para todas las empresas, públicas y privadas, del subsector eléctrico, de conformidad con las leyes vigentes.
6.1.5 LAS CONCESIONES EN EL SECTOR ELÉCTRICO. En un plazo no mayor de ocho (8) meses contados a partir de la suscripción de Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico se acuerda realizar un estudio detallado de lo establecido en la Ley 125-01 y su reglamento para introducir las mejoras que sean necesarias en relación con los procedimientos y plazos para el otorgamiento de concesiones provisionales y definitivas, conforme a las buenas prácticas internacionales, al tiempo que se mantienen las responsabilidades asignadas al Poder Ejecutivo en dicha ley.
6.2 OPERACIÓN EFICIENTE, SEGURA Y CONFIABLE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
6.2.1 Aplicar de manera efectiva los estándares de operación, funcionamiento y calidad del servicio establecidos en la Ley 125-01, su reglamento y toda la normativa relacionada.
6.2.2 Mantener el esquema de despacho de las unidades de generación acorde con lo establecido en la Ley 125-01 y su Reglamento, promoviendo la realización de estudios periódicos para optimizar la operación del mercado eléctrico.
6.2.3 Elaborar, por parte de la SIE, la norma relativa a las características de los medidores a utilizar en el sistema eléctrico nacional y, conjuntamente con el Instituto Dominicano para la Calidad (INDOCAL), establecer el protocolo correspondiente para la ejecución y seguridad de cumplimiento del debido proceso de verificación, certificación y recertificación de medidores, por lo que en caso de violación se procederá a implementar el régimen de consecuencias que establezca la Ley General de Electricidad y sus modificaciones. Específicamente, una vez establecida la normativa, se debe:
a. Aprobar e implementar el proceso de verificación y certificación, realizado por parte del Instituto Dominicano para la Calidad (INDOCAL), de nuevas marcas y modelos de equipos de medición que se quieran utilizar por primera vez en el país. La normativa, previa realización de consulta pública, definirá los plazos, criterios técnicos y mecanismos que deberá cumplir el INDOCAL para realizar dicha verificación y certificación.
b. Verificar cumplimiento de certificación mediante muestreo por el INDOCAL de todos los medidores a ser utilizados en el país por parte de las empresas que se dedican a la actividad de distribución.
c. Certificar y colocar, por parte del Instituto Dominicano para la Calidad, el sello de aseguramiento de la calidad al 100% de los medidores análogos y digitales que van a ser reutilizados por las Empresas Distribuidoras.
6.2.4 Desarrollar un plan de mantenimiento efectivo de las líneas de transmisión a nivel nacional, conforme a las previsiones del ente regulador y de las mejores prácticas conocidas y aplicadas en la materia.
6.2.5 Definir en el Marco Nacional de Cualificaciones las habilidades, conocimientos y competencias que deben ser adquiridas en los niveles de educación y formación técnica profesional y educación superior por parte de los recursos humanos a ser empleados en el sub-sector eléctrico.
6.2.6 REGISTRO NACIONAL DE TECNICOS ELECTRICOS. Creación del Registro Nacional de Técnicos Eléctricos Certificados por parte de la Superintendencia de Electricidad, la cual establecerá los criterios para cumplir con dicha certificación, mediante la normativa correspondiente y de conformidad con las leyes vigentes.
6.2.7 AUDITORÍAS TÉCNICAS. Se acuerda realizar auditorías técnicas periódicas conforme lo establecido en el artículo 24, literal c) de la Ley 125-01 y la normativa respectiva dictada por la SIE.
6.2.8 CÁLCULO MARGINAL DE POTENCIA. La SIE deberá realizar oportunamente cada cuatro (4) años la actualización de los estudios para el cálculo marginal de potencia y publicarlos previo a la emisión de la resolución que corresponda. Dicha actualización será realizada por expertos en el cálculo de potencia marginal y deberá considerar los costos reales de desarrollo de los proyectos en el país, así como el cambio de la tecnología de referencia.
6.2.9 La SIE en un plazo no mayor de doce (12) meses contados a partir de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, realizará un estudio para revisar la metodología de asignación de potencia firme para la remuneración de todas las centrales del SENI, tanto térmicas como hidroeléctricas. Así como, en el mismo plazo, realizará un estudio para revisar la metodología de asignación de potencia firme para la remuneración de otras energías renovables y/o alternativas.
6.3 SISTEMAS AISLADOS.
6.3.1 Los Sistemas Aislados de Electricidad deberán estar sometidos a las políticas de regulación y supervisión por parte de la Superintendencia de Electricidad (SIE) y su régimen tarifario deberá establecerse en función de la tarifa técnica según la normativa vigente (incluido lo establecido en el artículo 2 definición 68 y de los artículos 111 al 116 de la Ley No. 125-01 y sus modificaciones como aparecen al momento de la firma del Pacto) y los estándares de calidad y confiabilidad del servicio eléctrico que brinda cada sistema aislado. En adición a la implementación de la tarifa técnica, deberá considerarse la planificación de las eventuales inversiones necesarias para el desarrollo de estos sistemas, procurando mayor eficiencia en sus costos de generación, transmisión, distribución y comercialización.
6.3.2 ELIMINACIÓN ARTICULO DE LEY 125-01 CONTRIBUCIÓN UNR 10% PRECIO ENERGIA. En un plazo no mayor de seis (6) meses contados a partir de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, como parte de las propuestas de modificaciones a la Ley 125-01 que se derivan del presente Pacto se propondrá la derogación de los Párrafos II y III del Artículo 108 de Ley General de Electricidad No. 125-01 modificada por la Ley 186-07, así como el Artículo 139 del Reglamento General de Electricidad, modificado por el Decreto No. 494-07, en su Artículo 25, que disponen el pago de un subsidio a las empresas distribuidoras por parte de los Usuarios No Regulados (UNR).
6.4 CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO
6.4.1 La Superintendencia de Electricidad (SIE), en un plazo no mayor de doce (12) meses, deberá emitir e implementar las normas técnicas actualizadas de calidad del servicio público de distribución de electricidad conforme a lo establecido en la normativa vigente en el sector, incluyendo las respectivas penalidades por incumplimiento conforme a lo establecido en la ley. Deberá también establecer los niveles de racionamiento permitidos.
6.4.2 Fortalecer los sistemas de supervisión y fiscalización de la SIE para el cumplimiento de las normas relativas a la calidad del servicio eléctrico.
6.4.3 Actualizar e implementar la Norma de Calidad del Servicio Comercial para la Prestación del Servicio Público de Distribución de Electricidad, incorporando las actividades de verificación y certificación, dispuestas en la normativa referida a los usuarios y aplicar las sanciones correspondientes por incumplimiento en la calidad de la prestación del servicio.
6.5 PROTECCIÓN DE LOS DERECHOS DE LOS CONSUMIDORES
6.5.1 Revisar el Capítulo III del Título X del Reglamento de Aplicación de la Ley 125-01, y sus modificaciones, referente a los derechos del cliente o usuario titular en su relación con las Empresas de Distribución, con el objetivo de identificarlos, compilarlos, y actualizarlos, para un mejor ejercicio por parte de los clientes o usuarios titulares.
6.5.2 Garantizar el derecho de acceso y prestación del servicio de electricidad. El cliente o usuario titular tiene derecho a que la empresa de distribución suministre el servicio de energía eléctrica medido, en la ubicación especificada, conforme a las condiciones que incidan en la calidad de producto, tales como potencia, tensión y frecuencia nominal, entre otros, con diferencias que no excedan el margen de tolerancia admitido en la reglamentación sobre normas de calidad emitida por la SIE, tal como esté establecido en la legislación vigente.
6.5.3 Desarrollar por parte de las EDES un programa de campo, en una primera etapa, masivo e intensivo y en etapas subsiguientes continuo, dirigido a facilitar que el usuario irregular proceda a suscribir el correspondiente Contrato de Suministro de Energía Eléctrica con la Empresa Distribuidora de Electricidad, tomando en cuenta las condiciones particulares del usuario, para promover el ejercicio responsable de deberes y derechos.
6.5.4 Revisar la normativa de acceso y prestación del servicio de energía eléctrica trifásica. Como parte del plan de expansión de la distribución de electricidad, las EDES identificarán aquellas áreas de concentración de pequeñas y medianas empresas, PYMES, donde es prioritaria la instalación de energía trifásica.
6.5.5 Garantizar el derecho a la información del suministro eléctrico al cliente o usuario titular, para lo cual las empresas distribuidoras procederán a:
a. Modernizar, mejorar y facilitar el acceso de los clientes o usuarios titulares a su factura, historiales de consumo, aspectos técnicos relevantes del servicio, fianzas, cortes, reclamaciones, notificaciones y avisos de suspensiones programadas del servicio, de acuerdo a la preferencia o solicitud del cliente o usuario titular.
b. Promover el establecimiento de canales de comunicación más efectivos, presenciales y tecnológicos, haciendo uso de las tecnologías de la información u otros medios propicios para la comunicación con el cliente o usuario titular.
6.5.6 Garantizar el derecho a nivel de calidad de servicio estipulado en las normas y a la información oportuna en caso de fallas e interrupciones en el servicio.
6.5.7 Garantizar el derecho a queja y reclamación de los clientes o usuarios titulares. Los clientes o usuarios titulares, tienen derecho a procedimientos expeditos y sencillos de queja, reclamación y respuesta en los tiempos y formas establecidos en la normativa.
6.5.8 Garantizar el derecho a la educación de los usuarios mediante la adopción de iniciativas costo efectivas, pudiendo utilizar la participación comunitaria incluyendo entre otras las siguientes:
a) Programas permanentes de educación al usuario de los servicios de electricidad para concientizarlos sobre sus derechos y deberes en el uso de la energía eléctrica, la promoción de políticas de pago oportuno y del uso ético y responsable de la energía eléctrica;
b) Campañas de uso eficiente y racional de la energía eléctrica.
c) La utilización de la propia factura como medio educativo, la cual deberá desglosar los diferentes conceptos contenidos en la misma.
d) Programas de concienciación sobre cómo proceder ante riesgos asociados al suministro de servicio eléctrico y a quiénes contactar en caso de emergencia.
e) Los compromisarios del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico impulsarán y colaborarán, en sus respectivos ámbitos, con programas de educación al usuario de los servicios de electricidad.
6.5.9 COMPENSACIÓN POR ENERGÍA NO SERVIDA Y POR DAÑOS A TERCEROS
6.5.9.1 COMPENSACIÓN POR DAÑOS A TERCEROS. Garantizar el derecho a compensación por daños causados por el servicio eléctrico a la propiedad y a la persona en las formas establecidas en la normativa.
6.6 EDUCACIÓN AL USUARIO
6.6.1 Los compromisarios del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico impulsarán y colaborarán, en sus respectivos ámbitos, con programas de educación al usuario de los servicios de electricidad.
6.7 ASPECTOS TECNICOS Y COMERCIALES RELACIONADOS AL ALUMBRADO PÚBLICO
6.7.1 Se reconoce que es de interés nacional contar con un alumbrado público suficiente, eficiente y amigable con el medioambiente ya que facilita el desarrollo de las actividades económicas y sociales en el territorio y contribuye a la seguridad ciudadana y la paz social.
6.7.2 Se dispone la conformación de una comisión que deberá coordinar los trabajos para hacer recomendaciones que permitan mejorar el alumbrado público nacional, en los términos abajo propuestos. Esta comisión deberá culminar su trabajo en un período no mayor de cuatro (4) meses contados a partir de la fecha de suscripción del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico.
La misma estará integrada por:
a. El Ministerio de Energía y Minas, que la preside;
b. Un representante de Federación Dominicana de Municipios, FEDOMU;
c. Un representante de Federación Dominicana de Distritos Municipales, FEDODIM;
d. Un representante de las empresas distribuidoras;
e. Un representante de los sistemas aislados;
f. Un representante de la Fundación por los Derechos del Consumidor, FUNDECOM;
g. Un representante de los cinco (5) principales ayuntamientos del país escogido por ellos;
h. Un representante de cada uno de los sectores integrantes del CES.
Esta comisión tiene el mandato:
a. Proponer los lineamientos o directrices del Plan Nacional de Iluminación para la mejora y ampliación de la cobertura del alumbrado público y mejoría de la calidad del servicio.
b. Transparentar los mecanismos existentes para cubrir los costos de la infraestructura, operación, mantenimiento y consumo del alumbrado público.
c. Proponer un esquema o modelo de operación del alumbrado público, que sea transparente y sostenible de acuerdo a las competencias, derechos y responsabilidades de cada uno de los actores involucrados que incluya la propuesta de modificaciones legales pertinentes.
PÁRRAFO: Esta Comisión podrá hacerse auxiliar de cuantos técnicos requiera para el fiel cumplimiento del mandato del Pacto Eléctrico y sus recomendaciones serán entregadas a todos los entes y órganos concernidos con el tema.
6.8 TRANSPARENCIA
6.8.1 Anualmente se prepararán y darán a conocer los Estados Financieros Auditados que de cada una de las empresas eléctricas estatales, realizados por firmas independientes reconocidas a nivel nacional e internacional, con debida solvencia moral y técnica, las cuales serán seleccionadas conforme a los procedimientos legales de compras y contrataciones públicas. Los estados financieros auditados deben publicarse a más tardar seis (6) meses del cierre del ejercicio fiscal y deberán ser colocados en el portal web institucional de cada empresa, así como en el de la Superintendencia de Electricidad, SIE, donde se mantendrán de manera permanente.
6.8.2 La Superintendencia de Electricidad, SIE, procederá a publicar las informaciones que reciba de las empresas reguladas de manera regular y sistemática con formato uniforme que permita la comparación, de conformidad con los artículos 24 literal j y 28 de la ley 125-01 y el artículo 104 del Reglamento de la Ley General de Electricidad y normativa vigente. La SIE establecerá un cronograma de publicación de las estadísticas, datos e informaciones contemplados en los artículos antes mencionados.
6.8.3 En un plazo no mayor de XXX meses, contados a partir de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, la Superintendencia de Electricidad deberá emitir el Reglamento relativo a la Contabilidad Regulatoria, estableciendo los plazos para la entrada en vigencia de la misma en todas las empresas de transmisión y distribución del sector eléctrico e indicando las medidas a ser tomadas por dichas empresas para cumplir con el referido reglamento.
6.8.4 Todas las entidades de rectoría, reguladoras y empresas públicas del sector eléctrico deberán permanentemente actualizar sus portales electrónicos asegurando la publicación y permanencia de las resoluciones regulatorias así como de todas las informaciones operativas, administrativas, comerciales, de personal y compras, incluyendo las estadísticas del sector y las variables técnicas, comerciales y financieras, incluyendo sus informes de gestión, que permitan monitorear el desempeño de las mismas, cumpliendo con los plazos y condiciones establecidas en la Ley General de Libre Acceso a la Información Pública No. 200-04. Toda la información de carácter público que sea solicitada y no se encuentre en el portal, deberá ser suministrada al solicitante conforme a la Ley 200-04.
6.8.5 Las resoluciones a ser dictadas por las autoridades de rectoría y regulación del subsector eléctrico deberán cumplir con la obligatoriedad de sometimiento a consulta pública de las mismas previo a su adopción, de conformidad con lo previsto en la Ley 107-13 sobre los derechos de las personas en sus relaciones con la administración y de procedimiento administrativo. En los considerandos que motivan la resolución deberá hacerse constar los planteamientos formulados en la consulta que han sido tomados en consideración.
6.8.6 Los procesos de licitaciones y contrataciones de las entidades y empresas públicas del sector eléctrico estarán sujetos a la Veeduría Ciudadana autónoma e independiente, de conformidad con las normas establecidas vigentes y los procedimientos que puedan acordar las partes.
7.0 SECTOR ELÉCTRICO RESPONSABLE CON EL MEDIO AMBIENTE Y QUE GESTIONA ADECUADAMENTE LOS RIESGOS
7.1 SOSTENIBILIDAD AMBIENTAL
7.1.1 Los actores del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico ratifican su compromiso de cumplimiento a la Ley General sobre Medio Ambiente y Recursos Naturales, No. 64-00, sus reglamentos de aplicación y las normas ambientales. Así mismo, deberán respetarse los acuerdos internacionales que aplican a la materia y de los que la República Dominicana sea signatario.
7.1.2 El Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Procuraduría para la Defensa del Medio Ambiente y los Recursos Naturales deberán asegurar el estricto cumplimiento de la normativa medioambiental y el régimen de consecuencias en todas las actividades relacionadas al sector eléctrico, incluyendo los nuevos proyectos de inversión, siguiendo el debido proceso en los plazos contemplados en la ley.
7.1.3 Es prioridad de la industria eléctrica la protección del medio ambiente y de los recursos naturales, el respeto a las áreas protegidas, la aplicación de buenas prácticas que no pongan en riesgo la salud de la población y la mitigación del riesgo y remediación del pasivo medio ambiental que pudiere generarse como resultado de sus operaciones conforme lo establecido en el marco legal.
7.1.4 Priorizar la sostenibilidad ambiental promoviendo la generación de energía a partir de fuentes limpias y renovables en la República Dominicana.
7.1.5 Para mejorar la calidad medioambiental de las decisiones de inversión y gestión del sector eléctrico en el ámbito de generación, transmisión, distribución y comercialización, se proponen las siguientes medidas, conforme a la regulación y normativa vigente.
a. Dar a conocer y hacer cumplir los criterios de tolerancia medioambientales para la evaluación y otorgamiento de permisos ambientales para la construcción de proyectos eléctricos por tipo de tecnología;
b. Cumplir el proceso de otorgamiento de permisos medioambientales, lo cual incluye disponibilidad pública de la documentación, vistas y consultas públicas relativas a las solicitudes, conocimiento de estudios de impacto, evaluación de los proyectos y decisión de los permisos.
c. Cumplir con las disposiciones de manejo de desechos de conformidad con la ley vigente, que se puedan generar por la instalación de equipamiento e infraestructura de generación, transmisión, distribución y comercialización.
7.1.6 En el caso de proyectos de generación hidroeléctrica, con embalses de regulación, se deberá tomar en cuenta la enorme complejidad pre y post construcción, para ello se deberá:
a. Cumplir con la presentación de estudios de impacto medioambiental y social, incluyendo la consulta pública,
b. Mejorar los programas de incentivos a los productores de las montañas de las zonas de influencia de este tipo de infraestructura, a fin de disminuir la deforestación y erosión que reducen su vida útil.
7.2 ADECUADA GESTIÓN DE RIESGOS
7.2.1 Velar por el cumplimiento de la Ley General de Electricidad No.125-01 en cuanto a riesgos relacionados con la operación y mantenimiento de las empresas eléctricas y de la Ley sobre Gestión de Riesgos No. 147-02, en cuanto a posibles riesgos relacionados con la ocurrencia de fenómenos naturales.
7.2.2 Todas las empresas eléctricas deben poner en funcionamiento programas de gestión de riesgos, establecer las coberturas de seguros comerciales adecuadas y asumir las consecuencias que establece el marco legal y normativo ante incumplimientos.
7.2.3 Las empresas eléctricas deberán implementar un plan de prevención y mitigación de riesgos ante daños provocados por los usuarios por intervenciones particulares en las redes, así como ante daños ocasionados por terceros.
7.2.4 Integración del Sistema Eléctrico Nacional al Sistema Nacional de Emergencias con personal capacitado en el área específica para responder ante situaciones de riesgos que atentan contra la vida a través de:
a. Establecer en el Sistema 911 capacidades de respuesta ante eventos relacionados con el sector eléctrico que pongan en riesgo la vida, elaborando y siguiendo los protocolos de coordinación y procedimientos con las empresas eléctricas;
b. Concientizar al ciudadano para establecer una cultura de qué hacer y cómo responder ante casos de riesgo y accidentes eléctricos para preservar vidas.
7.2.5 El plan de inversión para la reducción de pérdidas a cargo de las Empresas Distribuidoras deberá contemplar la modernización y ampliación de los sistemas de protección para evitar siniestralidad eléctrica. Así mismo se pondrá en marcha un plan de mantenimiento para prevenir averías y riesgos a las instalaciones y a las personas.
7.2.6 El Ministerio de Medio Ambiente debe velar por una correcta gestión ambiental durante el periodo de construcción, operación y vida útil de la Central Termoeléctrica Punta Catalina.
7.2.7 El Estado Dominicano en su condición de propietario, asegurará la debida contratación y pagos de las pólizas de seguros que protejan a la Central Termoeléctrica Punta Catalina contra todo tipo de riesgo: catástrofes naturales, incendio, accidentes y cualquier otro tipo de evento que interrumpa la operación, protección a terceros, incluyendo subcontratistas, y de cualquier otro riesgo que pueda perjudicar la inversión y este patrimonio.
8. SOSTENIBILIDAD FINANCIERA DEL SECTOR ELÉCTRICO.
8.1 PLAN DE NEGOCIOS Y PLAN ESTRATEGICO PARA LA MEJORA DE LA GESTIÓN DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS
8.1.1 La auto-sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico nacional es una condición indispensable para que la industria eléctrica, desde una perspectiva de largo plazo, pueda efectivamente contribuir al desarrollo de la República Dominicana. Esto supone que las empresas eléctricas tengan la capacidad de cubrir sus gastos operativos, de mantenimiento y de inversión para la expansión de un sistema eficientemente dimensionado. Todo ello debe redundar en mejoras en la cobertura, calidad, continuidad, precios y condiciones de equidad en la prestación del servicio eléctrico.
8.1.2 Para avanzar en la auto-sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico nacional, nos comprometemos a:
a. Diseñar e implementar en cada una de las empresas eléctricas públicas un Plan de Mejora de Gestión, con objetivos y metas de desempeño específicos, medibles y auditables.
b. Diseñar e implementar un Plan Integral de Reducción de Pérdidas de Electricidad, con objetivos y metas de desempeño específicos, medibles y auditables.
c. Diseñar e implementar un Sistema de Monitoreo y Evaluación que de cuenta del avance en el logro de metas de desempeño a nivel gerencial, técnico y de calidad del servicio, en función de los estándares de empresas similares eficientemente gestionadas,
d. Definir y aplicar un Régimen de Consecuencias que estimule y fomente el buen desempeño y sancione el incumplimiento no justificado de las metas.
8.1.3 Iniciar en un plazo no mayor de tres (3) meses, contados a partir de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, el diseño e implementación en cada una de las Empresas del sector eléctrico de propiedad estatal de un Plan Estratégico y de negocios para la Mejora de Gestión para el período 2017-2022. Dicho plan debe contribuir al saneamiento financiero de las empresas y mejorar significativamente la eficiencia de la gestión y la calidad de la prestación del servicio. El plan debe contener acciones específicas que permitan:
a. Elevar la productividad de cada empresa hasta situarla en niveles de empresas similares eficientemente gestionadas
b. Cumplir los niveles de calidad del servicio, materiales y equipos conforme a lo establecido en la regulación.
c. Controlar los gastos operativos, incluyendo la eliminación de gastos no relacionados con la naturaleza de cada empresa, hasta situarlos en niveles de empresas similares eficientemente gestionadas
d. Gestionar el personal sobre la base de méritos técnicos y de desempeño, así como la contratación sobre la base de concursos públicos de oposición.
e. Gestionar las compras y contrataciones de bienes y servicios, de manera oportuna y con base a las normativas establecidas y planes de adquisiciones, a fin de obtener ganancia de eficiencia en calidad y precio.
f. Fomentar la adopción de mejores prácticas de responsabilidad social empresarial.
g. Establecer indicadores de gestión y desempeño para el logro de objetivos de auto-sostenibilidad financiera y mejora del servicio, conforme a las normas de la industria en niveles de empresas similares eficientemente gestionadas.
8.1.4 En un plazo no mayor de tres (3) meses, contados a partir de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, iniciar en cada una de las Empresas Distribuidoras de Electricidad públicas la ejecución de un Plan Integral de Reducción de Pérdidas.
8.1.5 Para los fines del Plan de Reducción de Pérdidas en el segmento de distribución, se define como energía perdida, a la diferencia entre la cantidad de energía comprada y la energía facturada a los usuarios. La Superintendencia de Electricidad debe oficializar la metodología de medición del índice de pérdidas de electricidad y establecer su línea de base al momento de inicio del Plan de Reducción de Pérdidas.
8.1.6 El Plan de Reducción de Pérdidas plantea llevar las pérdidas de energía a un máximo de un quince por ciento (15%) en un plazo de seis (6) años, a razón de un promedio de 2.7 puntos porcentuales anuales, a partir de las pérdidas al cierre del mes de diciembre del año dos mil dieciséis (2016). El porcentaje de pérdida se mide como la razón entre cantidad de energía perdida entre cantidad de energía comprada, para las tres empresas distribuidoras de propiedad estatal. El cronograma de reducción anual de pérdida pactado se detalla a continuación:
El Plan de Reducción de Pérdidas plantea llevar las pérdidas de energía a un máximo de un quince por ciento (15%) en un plazo de seis (6) años, a razón de un promedio de 2.7 puntos porcentuales anuales, a partir de las pérdidas al cierre del mes de diciembre del año dos mil dieciséis (2016). El porcentaje de pérdida se mide como la razón entre cantidad de energía perdida entre cantidad de energía comprada, para las tres empresas distribuidoras de propiedad estatal. El cronograma de reducción anual de pérdida pactado se detalla a continuación: 2016* 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Pérdidas inicio año 31.5%* 31.4% 29.3% 25.8% 22.3% 19.3% 16.8%
Meta anual de reducción de pérdidas 2.2% 3.5% 3.5% 3.0% 2.5% 1.8%
Meta acumulada de reducción de pérdidas al final de año. 2.2% 5.7% 9.2% 12.2 % 14.7% 16.5%
Pérdidas al final del año 31.5%* 29.3% 25.8% 22.3% 19.3% 16.8% 15.0%
*Cifra sujeta a los resultados de la auditoría de pérdida del año 2017.
8.1.7 Con el propósito medir el avance en materia de eficiencia administrativa y de
abastecimiento de la demanda de energía, se acuerda utilizar los indicadores siguientes:
• Porcentaje de Cobranzas, medido como la razón entre cobros por venta de energía y facturación por venta de energía, en todas las empresas distribuidoras del Estado.
• Relación Gastos Operativos/Ingresos, medido como la razón entre gastos operativos e ingresos totales; ambas variables se medirán según la metodología establecida por la SIE en la contabilidad regulatoria.
• Indice de Abastecimiento, medido según la metodología establecida por la Superintendencia de Electricidad y calculada por la Organismo Coordinador, la cual deberá ser de conocimiento público. Dicho índice deberá ser publicado mensual y anualmente.
Cronograma de metas a lograr, según indicador:
Cronograma 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
% Cobranzas* 96.58% 96.65% 96.72% 96.79% 96.86% 96.93% 97.0%
% Abastecimiento 86.6% 88.3% 90.1% 91.8% 93.5% 95.3% 97.0%
Relación Gastos operativos/ingresos.*
17.2%
16.0% 14.8% 13.6% 12.4% 11.2% 10.0%
*Cifra sujeta a los resultados de la aplicación de la contabilidad regulatoria a los resultados del año 2017.
8.1.8 A más tardar seis (6) meses a partir de la firma del Pacto Eléctrico, la SIE en coordinación con el Organismo Coordinador cuando corresponda, adoptará la metodología oficial de medición de los referidos indicadores de cobranza, abastecimiento y gastos operativo/ingresos, y establecerá los valores para las líneas de base correspondientes al año 2016. Una vez confirmados estos valores de base, se procederá a realizar los ajustes proporcionales en todas las metas anuales de los indicadores, cuando corresponda, y manteniendo los valores metas acordados en el cronograma de mejora de gestión al 2022.
8.1.9 El Plan de Reducción de Pérdidas deberá contener como mínimo los siguientes aspectos:
a. Programa de expansión y rehabilitación de redes durante el periodo de seis (6) años, incluyendo la incorporación de Proyectos de Redes Antifraude en los puntos vulnerables y el blindaje técnico de las redes de distribución para que permita el abastecimiento de la demanda conforme a lo establecido en la Ley 125-01, al término del periodo de 6 años.
b. Ampliación de los programas de tele gestión (tele medida y tele corte) y/o prepago, donde aplique, incluyendo a los clientes que participan en Bonoluz.
c. Integración de las zonas carenciadas a la gestión técnica y comercial de las Empresas Distribuidoras de Electricidad públicas.
d. Hacer más efectivos los mecanismos destinados al control y persecución del fraude eléctrico, incluyendo la auditoria de los procesos al interior de las EDEs, así como a un mejor uso de las tecnologías disponibles para combatir nuevas modalidades de fraude eléctrico, que puedan emerger asociados a la tele gestión.
e. Mejora de la gestión comercial mediante el establecimiento de polígonos de gestión conforme a características geográficas, de las redes eléctricas y de los usuarios.
f. Contratación masiva de suministros en conexión directa y la vinculación de clientes a totalizadores en los Centros de Transformación.
g. Disponer de un modelo de proyección del flujo de caja de las Empresas Distribuidoras de Electricidad públicas, que tome en cuenta los impactos esperados del plan integral de reducción de pérdidas.
h. Mecanismo de seguimiento que garantice el logro de las metas establecidas en el programa de reducción de pérdidas y el cronograma de mejora de gestión, y que permita identificar los posibles desvíos y la adopción de medidas de corrección necesarias.
i. Cada empresa distribuidora deberá presentar su programa de reducción de pérdidas y cronograma de mejora de gestión, a fin de que los mismos sean consistentes con las metas establecidas a nivel de las tres empresas distribuidoras.
j. Definición y aplicación de régimen de consecuencias ante no alcance de metas y objetivos comprometidos, salvo casos de fuerza mayor.
8.1.10 Cada Empresa Distribuidora de Electricidad pública, establecerá un mecanismo de seguimiento y control, el cual estará sustentado en:
a. La recolección sistemática de información para la medición de los indicadores de desempeño a nivel gerencial, técnico y de calidad, diferenciando entre usuarios regulados y no regulados.
b. Realización de auditorías técnicas, de gestión y financieras al interior de las Empresas Distribuidoras de Electricidad públicas
8.1.11 La SIE y las Empresas Distribuidoras de electricidad de propiedad Estatal, deberán realizar una gestión transparente de la información y divulgar de manera regular y en fechas preestablecidas los valores de los indicadores de desempeño contenidos en el plan de reducción de pérdidas y el cronograma de mejora de gestión.
8.1.12 El régimen de consecuencias será determinado por el Poder Ejecutivo tomando en cuenta los informes de cumplimiento a las metas propuestas y las causas explicativas de la eventual desviación.
8.1.13 Durante el período de ejecución del Plan de Reducción de Pérdidas, el Estado Dominicano, mientras sea propietario de las empresas distribuidoras de electricidad, se compromete a realizar las transferencias de capital requeridas para financiar las inversiones previstas en dicho plan, sujeto al cumplimiento de las metas acordadas en los términos pactados.
8.1.14 Tan pronto se logre el nivel de pérdidas acordado de 15% o terminado el plazo de seis (6) años de ejecución del Plan de Reducción de Pérdidas, la SIE establecerá una nueva meta para este indicador consistente con estándares internacionales y las condiciones prevalecientes en ese momento en las Empresas Distribuidoras de Electricidad públicas.
8.1.15 El Ministerio de Energía y Minas coordinará con la Procuraduría General de la República y la Superintendencia de Electricidad, la revisión de la normativa, procesos y protocolos de actuación de la Procuraduría General Adjunta para el Sistema Eléctrico (PGASE), con la finalidad de redefinir y mejorar la política de persecución estratégica del fraude eléctrico, en el marco de lo dispuesto en la Ley 125-01 y sus modificaciones.
8.2 RÉGIMEN TARIFARIO DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ESTATALES, EDES.
8.2.1 ESTRATEGIA A SEGUIR EN MATERIA TARIFARIA
La estrategia en materia tarifaria que se acuerda implementar consiste en:
• Definir un régimen tarifario de referencia que marque el objetivo de lo que se aspira alcanzar al 1ro de enero de 2023, el cual creará las condiciones para la posterior implementación de la tarifa técnica.
• Definir un régimen tarifario de transición a aplicar en el período 2017-2022 que converja al régimen tarifario de referencia.
• Desarrollar los pasos necesarios para la convergencia del régimen de transición al régimen de referencia, lo cual requiere:
o Cumplir estrictamente el programa de reducción de pérdidas y el cronograma de mejora de gestión de las EDES.
o Reconocer en la tarifa a aplicar la variación en los costos de suministro, el progreso en la reducción de los niveles de pérdidas y las mejoras en la eficiencia de la gestión.
o Establecer un esquema de racionalización de la política de subsidios hasta llevarlos a niveles moderados, consistentes con los compromisos y programas de reducción de pérdidas y mejora de la eficiencia de las EDES.
o Establecer un esquema transparente de transferencias presupuestarias anuales a las EDES consistente con el plan de inversión previsto y sujeto al cumplimiento de los compromisos y metas de reducción de pérdidas y mejora de eficiencia.
8.2.2 Régimen Tarifario de Referencia
8.2.2.1 El régimen tarifario de referencia es aquel que:
a. Reconoce los costos de suministro e incorpora un valor agregado de distribución (VAD) que contempla: (i) hasta un 15% de pérdidas, (ii) un 97% de cobranzas, (iii) un 10% de relación gastos operativos/ingresos, y (iv) la tasa de costo de capital para inversión en el sector eléctrico establecida por el Banco Central.
b. Producto de un estudio, implementar una nueva estructura tarifaria simplificada que racionaliza el subsidio cruzado a niveles moderados, tomando como referencia los subsidios cruzados existentes en los países de la región que compiten con República Dominicana.
c. El subsidio cruzado nunca podrá implicar una tarifa subsidiada por kilovatio hora de energía consumida inferior al precio medio de compra de energía de las EDES.
d. Con base a los resultados del estudio, se podrá identificar los sectores que estarán exentos del subsidio cruzado por un tiempo limitado, de acuerdo a la normativa establecida.
8.2.2.2 El régimen tarifario de referencia estará sustentado en un estudio a realizar por la SIE, en coordinación con el Gabinete Social, el MEPYD y el Ministerio de Hacienda en base a los parámetros establecidos en el Pacto Eléctrico, el cual será presentado a más tardar en enero 2018 el primer cuatrimestre del 2018 y el mismo será público una vez concluido. El estudio debe arrojar información sobre:
a. Estructura de costos de cada una de las EDES.
b. Relación de gastos operativos/ingresos adecuado al mercado atendido por cada empresa distribuidora, así como las categorías de gastos a considerar como gastos operativos según la contabilidad regulatoria.
c. Cuantificación del monto del subsidio requerido para financiar distintas opciones de subsidio en función del índice de calidad de vida del SIUBEN y el nivel de consumo de electricidad de una vivienda digna, así como la identificación de los sectores productivos y PYMES sujetos a competencia internacional que estarían excluidos de los esquemas de subsidios cruzados.
d.Evaluación de distintas opciones de clasificación de los hogares en función de su nivel de consumo y de su índice de calidad de vida, a fin de determinar quiénes reciben el subsidio, quiénes lo pagan y quiénes ni lo reciben ni lo pagan.
e.Propuestas de estructuras tarifarias que reduzcan la dispersión entre los tramos tarifarios y racionalice el subsidio cruzado.
8.2.2.3 A partir del estudio y sus recomendaciones, el Poder Ejecutivo deberá definir la nueva política de subsidio para el sector eléctrico en función del índice de calidad de vida y el nivel de consumo de electricidad de una vivienda digna en condiciones de pobreza del hogar, tanto en términos de subsidios cruzado y directo, como a través del programa Bonoluz que estará vigente a partir del 1ro de julio del año 2018 y por un período no menor de cuatro (4) años que finaliza en el año 2022. A su vez, la SIE, cumpliendo los procedimientos establecidos en la ley, establecerá el régimen tarifario de referencia, el cual incorporará una nueva estructura tarifaria y la nueva política de subsidio aprobada por el Poder Ejecutivo. Las decisiones, tanto sobre el régimen tarifario de referencia como de la nueva política del subsidio eléctrico, deberán ser adoptadas a más tardar el 31 de marzo de 2018.
8.2.3 Régimen Tarifario de Transición
8.2.3.1 Durante el año 2017 y hasta el 30 de junio de 2018, los niveles de las tarifas eléctricas aplicadas a los usuarios regulados se mantendrán invariables.
8.2.3.2 A partir del 1ro de julio del año 2018, la tarifa a aplicar a los usuarios regulados estará ajustada trimestralmente en función de las variaciones en el precio medio de compra, las variaciones en la tasa de cambio, la reducción de pérdida y la mejora de eficiencia, tomando en cuenta sus respectivas ponderaciones, con base al siguiente detalle:
i. Los valores que servirán como base para medir las variaciones del precio medio de compra y la tasa de cambio serán los disponibles al primer trimestre del año 2018. El Precio Medio de Compra de las Distribuidoras (PMC) resulta de sumar en cada momento: (1) costo de la energía y potencia adquirida en el mercado de contrato, (2) costo de la energía y potencia adquirida en el mercado spot, (3) peaje de transmisión, (4) pago de compensaciones por despacho forzado y (5) los aportes a las instituciones regulatorias y de operación del mercado, todo esto dividido entre el total de energía comprada. Por su parte la tasa de cambio será el promedio de los valores publicados por el Banco Central correspondiente a los agentes de cambio, del trimestre anterior hasta el día 25 del mes inmediatamente anterior en el que se hace el ajuste.
ii. Si la variación en el Precio Medio de Compra, PMC y la tasa de cambio es al alza, todos los tramos de la estructura tarifaria de transición serán ajustados hacia el alza. Por su parte, si la variación es a la baja, ésta se transferirá siempre y cuando los niveles tarifarios de transición estén por encima del piso de la tarifa de referencia.
iii. El valor base de la relación gastos operativos/ ingresos, así como el del porcentaje de pérdidas, será el existente al cierre del año 2017, el cual deberá ser auditado.
iv. En los ajustes de los niveles de las tarifas a aplicar, la reducción máxima de pérdidas a reconocer cada año será la meta del año previo establecida en el Programa de Reducción de Pérdidas. En caso de no alcanzarse la meta acordada para el año previo, se reconocerá en el referido cálculo la reducción efectivamente lograda, siempre que dicha reducción sea superior o igual a dos (2) puntos porcentuales. Si la reducción de pérdida efectiva es menor de dos (2) puntos porcentuales, se reconocerá un mínimo de dos (2) puntos porcentuales.
v. El primer ajuste a los niveles de las tarifas aplicadas, a efectuarse el 1ro. de julio de 2018, reconocerá la reducción de pérdidas correspondiente al año 2017, siguiendo el esquema acordado en el párrafo anterior. En lo adelante, en los subsiguientes tres trimestres se considerará una reducción de pérdidas equivalente a 0.5 puntos porcentuales. En cada 1ro de julio a partir de 2019, se reconocerá la reducción de pérdidas correspondiente al año anterior, siguiendo el esquema acordado, menos uno punto cinco (1.5) puntos porcentuales de reducción de pérdidas previamente reconocidos en los tres trimestres anteriores.
vi. A partir del 2018, cada segundo semestre la tarifa aplicada se ajustará para reconocer el porcentaje de la mejora de la eficiencia de la gestión lograda en el año anterior en función de la ponderación que tengan los gastos operativos en la estructura de costo en la tarifa de referencia.
8.2.3.3 Para asegurar que el actual subsidio cruzado converja hacia el subsidio cruzado moderado, previsto en el régimen tarifario de referencia, la SIE para la aplicación de las reducciones tarifarias, producto de las mejoras en eficiencia y reducción de pérdidas, a los distintos tramos tarifarios, procederá de tal forma que se disminuya gradualmente el porcentaje de subsidio cruzado vigente a partir del segundo trimestre del año 2018 hasta converger al subsidio cruzado moderado acordado para cuando entre en vigencia la tarifa de referencia a más tardar en el año 2023. En ese momento dicho subsidio será de un máximo de 12% de la tarifa de referencia y se excluirá a los sectores productivos del pago de dicho subsidio cruzado.
8.2.3.4 El Poder Ejecutivo para hacer transparente el esquema de transferencias presupuestarias al Sector Eléctrico procederá a incluir en la Ley de Presupuesto General del Estado de cada año, los montos topes de las transferencias corrientes y de capital que se realizarán a las empresas distribuidoras de electricidad administradas por el Estado de subsector eléctrico con el propósito de:
a)Realizar las inversiones requeridas para la implementación de los programas de reducción de pérdidas y expansión de redes durante el periodo de transición y mientras sean de propiedad estatal.
b) Cubrir el costo del programa Bonoluz para la totalidad del año que se presupuesta sobre la base de una clara identificación del número de beneficiarios y el valor del subsidio mensual que recibirá cada uno de ellos. El valor del subsidio mensual estará determinado a partir de la proyección para el año que se presupuesta de la tarifa que cubre el costo de la cadena de suministro, la cual nunca será menor que el de la tarifa de referencia y la cantidad tope de kilovatios hora (kWh) por mes a ser subsidiado. Consumos superiores a lo presupuestado deben ser asumidos directamente por los beneficiarios.
c) Cubrir el costo del consumo eléctrico de las Instituciones Gubernamentales No Cortables para la totalidad del año que se presupuesta sobre la base de la proyección de consumo de la institución declarada como no cortable y de la tarifa correspondiente proyectada. Consumos superiores a lo presupuestado por parte de una institución gubernamental no cortable será financiado, ya sea mediante apropiaciones adicionales consignadas en un presupuesto complementario, o mediante el pago directo por parte del Ministerio de Hacienda a las EDES con cargo al remanente de las apropiaciones presupuestarias de la institución no cortable en el año considerado.
d) Realizar los aportes corrientes, en caso de que sea necesario, para cubrir las posibles diferencias entre los valores de compra y venta de energía, así como cubrir los gastos operativos de las empresas distribuidoras siempre que sean consistentes con las metas de reducción de pérdidas, mejora de eficiencia y el esquema de fijación de tarifas acordado.
8.2.3.5 A partir del 1ro de julio de 2018, la factura del servicio eléctrico recibida por el usuario indicará de manera transparente los componentes que determinan el nivel de la tarifa y el valor de los subsidios aplicados.
8.2.3.6 Si al 31 de diciembre de 2022, no se ha logrado la meta global de nivel de pérdidas a 15 puntos porcentuales, establecida en el Programa de Reducción de Pérdidas en el 2023 y en el 2024 en el cálculo de los niveles de las tarifas a aplicar se deberá prorratear el reconocimiento de la diferencia entre la meta global y la reducción de pérdidas efectivamente reconocidas durante el período 2018-2022.
8.3 SOBRE LA ESTRUCTURA TARIFARIA
A partir del 1ro de julio de 2018, la SIE procederá a calcular trimestralmente los niveles de las tarifas correspondientes al régimen tarifario de referencia utilizando las informaciones actualizadas disponibles, a fin de evaluar la conveniencia de pasar a la adopción anticipada de dicho régimen o de mantener la estructura tarifaria de transición establecida para el período 2017-2022.
8.4 APLICACIÓN DE TARIFA TÉCNICA
Una vez implementada la tarifa de referencia la SIE verificará la existencia de las condiciones establecidas en la ley 125-01 para la entrada en vigencia de la tarifa técnica y procederá a determinar la factibilidad de fecha de entrada de la misma, luego de este pliego tarifario de referencia que tendrá una duración máxima de cuatro (4) años.
PÁRRAFO: En lo que respecta al subsidio cruzado moderado una vez entre en vigencia la tarifa técnica, si las condiciones lo ameritan, la SIE podrá mantener este subsidio por un tiempo determinado excluyendo a los sectores productivos.
8.5 TRANSPARENCIA EN LA INFORMACIÓN RELATIVA A LA GESTIÓN DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS ESTATALES.
8.5.1 Los resultados de los estados financieros y los informes de la ejecución de planes y presupuestos de las empresas eléctricas estatales servirán de base para monitorear y evaluar su saneamiento y sostenibilidad financiera, así como sus avances en el cumplimiento de las metas acordadas en el marco del Pacto Eléctrico.
8.5.2 Las empresas eléctricas estatales darán a conocer públicamente los presupuestos anuales propuestos por sus Consejos Directivos y aprobados por el Presidente de la República, en los términos del art. 62 de la Ley Orgánica de Presupuesto para el Sector Público (Ley 423-06), a más tardar en el primer trimestre de cada año. Igualmente, presentarán semestralmente sus informes de ejecución presupuestaria con base devengada, los cuales deberán estar disponibles a más tardar a los treinta (30) días del cierre del semestre.
8.5.3 Cada una de las empresas eléctricas estatales elaborarán y darán a conocer sus planes estratégicos institucionales y sus planes de inversión y mejora de eficiencia, con la debida identificación de indicadores y metas anuales y plurianuales. En caso que corresponda, los planes estratégicos institucionales deberán ser actualizados para incorporar los compromisos asumidos por las empresas eléctricas estatales en el Pacto Eléctrico. En el mes de abril de cada año, cada empresa eléctrica estatal deberá presentar un informe que dé cuenta del avance en el logro de las metas planeadas.
8.5.4 Anualmente se prepararán y darán a conocer los Estados Financieros Auditados de cada una de las empresas eléctricas estatales, realizados por firmas independientes reconocidas a nivel nacional e internacional, con debida solvencia moral y técnica, las cuales serán seleccionadas conforme a los procedimientos legales de compras y contrataciones públicas. Los estados financieros auditados deben publicarse a más tardar seis (6) meses del cierre del ejercicio fiscal y ser colocados en el portal web institucional de cada empresa, así como en el de la Superintendencia de Electricidad, SIE, donde se mantendrán de manera permanente.
8.5.5 Como parte del proceso de veeduría ciudadana acordado en el presente Pacto Eléctrico, se dará seguimiento a las empresas eléctricas estatales en lo referente a: (i) su desempeño financiero y comercial, (ii) a la correspondencia entre los valores presupuestados y ejecutados, y (iii) al logro de las metas contenidas en sus respectivos planes.
8.6 FLUJOS FINANCIEROS OPORTUNOS
8.6.1 Se declara prioritario y los suscribientes del presente Pacto Eléctrico se comprometen a establecer los mecanismos para que se restituya definitivamente la cadena de pagos en todos los eslabones del subsector eléctrico, a fin de:
i) cumplir con el pago de las facturas corrientes a las empresas generadoras de electricidad y a los proveedores de bienes y servicios al vencimiento de las mismas, para reducir los costos asociados al capital de trabajo y evitar la acumulación de deuda administrativa,
ii) realizar a tiempo el pago de los peajes de transmisión para dotar de previsibilidad la disponibilidad de recursos para financiar los gastos e inversiones en transmisión,
iii) asegurar los aportes a los entes reguladores del sistema eléctrico consignados en la ley,
iv) asegurar que los usuarios, públicos y privados, cumplan con su responsabilidad de pagar por el servicio eléctrico, y
v) transferir oportunamente los aportes presupuestados por el Gobierno Central a través del Ministerio de Hacienda, para financiar gastos operativos e inversiones de capital requeridos por las EDES durante el periodo de transición hacia su auto sostenibilidad, así como los aportes para subsidiar el consumo eléctrico de hogares de bajo nivel de ingreso.
8.6.2 Las empresas eléctricas estatales se comprometen a realizar su programación presupuestaria atendiendo a proyecciones rigurosas, realistas y transparentes de los flujos de caja, de los compromisos asumidos a futuro y los aportes acordados provenientes del Presupuesto General del Sector Público a través del Ministerio de Hacienda.
8.6.3 Disponer de mecanismos con procedimientos claramente definidos de liquidación de pagos (i) entre las empresas públicas y privadas, (ii) entre las instituciones del Estado dominicano y las empresas del subsector eléctrico.
8.6.4 El Ministerio de Energía y Minas (MEM), en coordinación con el Ministerio de Hacienda, deberá emitir dentro de un plazo no mayor de dos (2) meses contados a partir de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, una normativa que establezca los criterios y determinación de las instituciones gubernamentales que se considerarían no cortables en virtud del artículo 95 de la Ley General de Electricidad No. 125-01.
8.6.5 La SIE establecerá la normativa y el protocolo a seguir en el caso de que se rompa la cadena de pago del servicio eléctrico por no pago oportuno del mismo por parte de prestadores privados de servicios públicos conforme a lo establecido en el art. 95 de la Ley 125-01.
8.6.6 El Ministerio de Hacienda deberá, dentro de un plazo no mayor de seis (6) meses contados a partir de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, emitir una normativa que establezca el procedimiento para el pago total de la factura del servicio eléctrico de las instituciones gubernamentales no cortables a las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDES).
8.6.7 Se deberá identificar, de manera desglosada y detallada, en la Ley de Presupuesto del Sector Público y en los informes de ejecución presupuestaria, el uso específico de las transferencias corrientes y de capital por parte de las empresas eléctricas estatales.
8.6.8 Con relación al programa Bonoluz, se acuerda lo siguiente:
(i)Establecer un mecanismo para retribuir a las EDES por el consumo de electricidad por parte de los beneficiarios de BONOLUZ por el valor que se corresponda con la tarifa que recupera los costos de las empresas distribuidoras.
(ii) El Ministerio de Hacienda, la Administradora de Subsidios Sociales y las EDES conciliarán cada mes los pagos realizados por los clientes Bonoluz a las EDES. En caso de diferencia, corresponderá al Ministerio de Hacienda transferir directamente a las EDES el dinero faltante.
(iii) Si en un periodo de 90 días el cliente beneficiario de Bonoluz reincide dos (2) veces en no cumplir con su obligación de pagar el servicio directamente a las EDES en los tiempos reglamentados, la Administradora de Subsidios Sociales procederá a aplicar la medida disciplinaria según las normas que apliquen.
(iv) Este cliente podrá ser reincorporado al programa Bonoluz bajo la modalidad que más convenga a la distribuidora que corresponda.
8.6.9 La Superintendencia de Electricidad en un plazo no mayor de seis (6) meses contados a partir de la suscripción del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, se compromete a emitir la normativa para reglamentar lo prescrito por los artículos 103 al 106 del Capítulo III del Título VI y 135 de la Ley General de Electricidad, los cuales versan sobre los Aportes de Financiamientos Reembolsables, la cual incluirá el procedimiento para la adquisición de obras eléctricas y la eliminación de la duplicidad de costos para los usuarios finales.
8.6.10 La SIE debe asegurar que las empresas distribuidoras de electricidad cumplan con las disposiciones contenidas en la normativa referente a depósitos, capitalización, actualización y devolución de fianzas para contratos entre usuarios regulados y empresas distribuidoras (Resolución SIE 011-2015), así como mostrar en la factura los montos correspondientes a las fianzas y los intereses devengados por ésta.
8.6.11 Las empresas eléctricas estatales deberán transparentar la situación de su patrimonio incluyendo los activos originados a partir de los aportes de capital provenientes del Gobierno Central. De manera que en un plazo de dieciocho (18) meses se realicen los registros necesarios que permitan mantener actualizada la contabilidad patrimonial.
8.6.12 La SIE en un plazo no mayor a un (01) año después de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico actualizará y definirá el peaje de transmisión de la ETED para los próximos 4 años basado en un estudio técnico y económico, contratado de acuerdo a lo establecido en la LGE, su reglamento de aplicación y las resoluciones de la SIE. Dicho peaje debe cubrir el costo total de largo plazo del sistema de transmisión eficientemente dimensionado garantizando los niveles de calidad de servicio, el despacho económico de carga, asegurar la operación del SENI a un costo mínimo y reducir los niveles de congestionamiento, según lo contemplado en el plan de expansión consultado con los agentes del mercado y las instituciones del sector.
8.6.13 La SIE, en un plazo de (FALTO PLAZO DEL GOBIERNO) actualizará las normas técnicas de calidad del sistema de transmisión.
9. DESARROLLO PLANES DE EXPANSIÓN A LARGO PLAZO Y A COSTO MÍNIMO DE LAS ACTIVIDADES DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
9.1 Contar con un servicio eléctrico seguro, confiable y a precios competitivos es fundamental para mejorar las condiciones de vida de la población, la competitividad del aparato productivo nacional y potenciar el crecimiento económico. Para estos fines es importante una planificación coordinada de la generación, transmisión, distribución eléctrica y la comercialización que se requiere para la provisión del servicio de forma eficiente, oportuna, territorialmente equilibrada y ambientalmente sostenible.
9.2 El Ministerio de Energía y Minas deberá realizar de manera periódica, estudios de estimación y proyección de demanda de energía, los cuales deberán ser tomados en cuenta en la actualización de los planes indicativos de expansión de generación, transmisión y distribución de electricidad.
9.3 El Ministerio de Energía y Minas en un plazo no mayor de dieciocho (18) meses a partir de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, deberá realizar un estudio nacional para identificar localizaciones apropiadas de los proyectos de generación eléctrica, en función de diferentes opciones tecnológicas, fuentes de suministro, tipos de combustible, uso óptimo de las redes de transmisión, como un insumo necesario para la planificación de la expansión de la generación, transmisión y distribución eléctrica.
9.4 El Ministerio de Energía y Minas, coordinará y será responsable de la conducción, de la elaboración de los planes indicativos de Generación, Transmisión y Distribución. Este proceso contará con consulta del Ministerio de Economía, Planificación y Desarrollo y la participación activa de los Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista así como las instituciones públicas del subsector eléctrico. Para esos fines deberá elaborar, en un plazo no mayor de veinticuatro (24) meses, contados a partir de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, el Plan Indicativo de Generación, la actualización hasta el 2030 del Plan Indicativo de Trasmisión 2013-2020, y el Plan Indicativo de Distribución, el cual deberá ser sometido a consulta pública.
9.4.1 Estos planes indicativos tendrán una vigencia hasta el 2030 y deberán ser incorporados en los Planes Nacionales Plurianuales del Sector Público, revisados y actualizados cada cuatro (4) años y procurarán:
a. Satisfacer la demanda de electricidad hasta el año 2030 en función de las proyecciones de la demanda para ese mismo periodo;
b. Ampliar la cobertura eléctrica para garantizar el acceso de las comunidades no electrificadas a los servicios de electricidad.
c. Reducir pérdidas técnicas y no técnicas y mejorar progresivamente la calidad del servicio
d. Proteger el medio ambiente, gestionar adecuadamente los riesgos, y contribuir a la mitigación de las causas del cambio climático y a la adaptación a sus efectos.
e. Contribuir a la promoción de la competencia y evitar el abuso de posición dominante, de tal modo que imposibilite la competencia desleal y garantice la protección de los derechos del consumidor.
9.5 PLAN INDICATIVO DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA A COSTO MÍNIMO
9.5.1 El Plan Indicativo de Generación deberá establecer:
a.La participación diversificada de fuentes energéticas convencionales, renovables y alternativas, priorizando en la medida de lo posible estas dos últimas;
b.Las metas específicas sobre la capacidad, ubicación y tipos de combustibles de las centrales eléctricas a construir incluyendo el porcentaje requerido de participación de las energías renovables.
c.Los parámetros requeridos para la seguridad del sistema a un costo mínimo eficiente de generación;
d.Profundización de la diversificación de la matriz energética dominicana fomentando la construcción de nuevas terminales de combustibles y la conversión a gas natural y otras tecnologías y combustibles con la finalidad de optimizar costos, reducir el impacto ambiental y las emisiones de dióxido de carbono;
e.La definición, de las características de los proyectos de inversión, a fin de distribuir de forma óptima las decisiones de inversión a realizar en todo el territorio nacional conforme a la Estrategia Nacional de Desarrollo, tomando en consideración los estudios realizados de tamaño y localización de la nueva generación;
f.El cronograma indicativo de licitación para la compra de energía a largo plazo, a ser desarrollado hasta el 2030; indicando las fechas límites en que deberán ser licitadas y adjudicadas las contrataciones de nuevas inversiones a fin de suplir los requerimientos de generación establecidos en el plan.
9.6 PLAN INDICATIVO DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN ELÉCTRICA
9.6.1 Una vez aprobados los Planes Indicativos de Generación y de Distribución, en un plazo no mayor de XX meses, la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), bajo las directrices emanadas del Ministerio de Energía y Minas, deberá elaborar el Plan Indicativo de Expansión del Sistema de Transmisión, para hacerlo consistente con los primeros. El Plan de Expansión de Transmisión debe considerar:
a) La construcción de las redes necesarias para la expansión de la transmisión a zonas no electrificadas conforme a los Planes indicativos de Distribución y la Estrategia Nacional de Desarrollo.
b) Las adecuaciones necesarias en las redes de transmisión que contribuyan a resolver de forma óptima los problemas existentes, cumpliendo con los criterios de seguridad y calidad del servicio en el SENI aprobado en la normativa vigente.
c) El desarrollo o adecuación de infraestructura necesaria para posibilitar la interconexión con el SENI de las nuevas inversiones consideradas en los Planes Indicativos de Generación y de Distribución, los cuales deben incluir los pronósticos de demanda de energía y potencia, en base a la normativa de calidad , en cumplimiento con las normas técnicas y ambientales.
d) La identificación de posibles fuentes y modalidades de financiamiento de los proyectos a ser desarrollados en el marco del plan.
9.6.2 La SIE elaborará un estudio para determinar la viabilidad técnico-económico y operacional de transferir a las empresas distribuidoras las líneas de transmisión de 69 kV propiedad y operación de la ETED.
9.6.3 El Ministerio de Energía y Minas, como parte de la política energética nacional, evaluará la factibilidad de la interconexión en la región del Caribe.
9.7 PLAN INDICATIVO DE EXPANSIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
9.7.1 El Plan Indicativo del Sistema Nacional de Distribución Eléctrica a elaborarse bajo las directrices emanadas del Ministerio de Energía y Minas, deberá contener el Plan Maestro de Distribución y el Plan de Gestión Comercial. Estos planes deberán:
a) Ser formulados tomando en consideración las condiciones socio‐económicas y geográficas nacionales y los estándares internacionales de sistemas de distribución eficientemente dimensionados.
b) Establecer metas de cobertura territorial a nivel urbano, suburbano y rural, de abastecimiento, de reducción de pérdidas técnicas y no técnicas, de calidad del servicio y de cobertura de alumbrado público.
c) Identificar los requerimientos y características del equipamiento del sistema de distribución de energía eléctrica, conforme a las metas contenidas en el plan y a las mejoras tecnológicas a introducir en la prestación del servicio.
d) Elaborar un programa de repotenciación de subestaciones y circuitos que actualmente se encuentren con cargas por encima del ochenta por ciento (80%) de su capacidad, con la finalidad de satisfacer el crecimiento de la demanda y la seguridad del suministro.
f) Determinar los cascos urbanos o áreas que por su naturaleza lo requieran, en las cuales se promoverá el soterrado de las líneas existentes de media y baja tensión. Para los casos de nuevas urbanizaciones se acuerda favorecer que las instalaciones sean realizadas de manera soterrada. En cualquier caso, previo a la decisión de inversión, se deberá evaluar la factibilidad técnica y económica de dichas instalaciones.
g) Establecer los requerimientos de recursos humanos, equipamiento, infraestructura física y tecnologías de la información y comunicación, destinados a mejorar los sistemas de compras y contrataciones, facturación-cobro y atención al cliente-usuario.
h) Estimar los recursos requeridos para su realización e identificación de las fuentes para su financiamiento. Identificar el origen, las posibles fuentes y las modalidades de financiamiento de los proyectos a ser desarrollados en el marco del plan.
9.8 ENERGÍAS RENOVABLES
9.8.1 Estudiar y promover proyectos para la producción de energía renovable gestionable tales como los procedentes del aprovechamiento de biomasa, biogas, de desechos sólidos, alimentos, granjas, algas marinas u otros que sean factibles.
9.8.2 Realizar los estudios necesarios para establecer el nivel óptimo de incentivos requeridos para la apropiada promoción de inversiones en energías renovables.
9.8.3 Promover y facilitar el uso de energías renovables a nivel domiciliario, comercial e industrial, en lo relativo a lo establecido en el Artículo 8 de la Ley de Incentivos a las Energías Renovables y Regímenes Especiales No. 57-07 y el Artículo 5 de su Reglamento de Aplicación a través de los programas de Medición Neta y electrificación rural, entre otros.
9.8.4 Respetar lo establecido en la Ley de Incentivos a las Energías Renovables No. 57-07 y sus modificaciones, en lo relativo a la autogeneración y el Reglamento de Medición Neta.
9.8.5 Fortalecer el programa de recuperación y mantenimiento de las Centrales Hidroeléctricas para asegurar el aumento de su aporte en correspondencia con la capacidad instalada.
9.8.6 Impulsar el desarrollo de planes integrales de reforestación y protección de las cuencas hidrográficas. Este plan deberá ser elaborado contando con la participación de las organizaciones de productores campesinos, asociaciones de la madera, y los entes, órganos e instituciones que participan en la gestión del Agua que deberán ser involucrados en el proceso de reforestación.
9.8.7 Gestionar a través del MESCyT, MINERD, UASD e INFOTEP la incorporación en la oferta curricular y planes de estudios de las instituciones de formación, educación técnico-profesional y educación superior a nivel gubernamental y privado, la formación de técnicos medio y superior en manejo e instalación de centrales y equipos en energías renovables y alternativas.
9.9 ENERGÍAS ALTERNATIVAS
En lo referente al fomento de fuentes de energía alternativa, pactamos:
9.9.1 Realizar estudios para evaluar el uso del hidrógeno y en el largo plazo el uso de la energía nuclear en la generación eléctrica mediante un programa de investigación, desarrollo e innovación.
9.10 AHORRO Y EFICIENCIA ENERGÉTICA
9.10.1 En un plazo no mayor de doce (12) meses contados a partir de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) deberá haber elaborado y sometido al Poder Ejecutivo para su envío posterior al Congreso Nacional, un proyecto de ley de promoción al uso racional de la energía que contendrá de manera enunciativa y no limitativa los siguientes conceptos:
a. Normas para la construcción que promuevan eficiencia energética en las edificaciones públicas y privadas.
b. Desincentivos a la importación de equipos eléctricos de baja eficiencia, mediante la implementación del impuesto selectivo al consumo (ISC) de los mismos.
c. Estímulos al uso de equipos eléctricos eficientes.
9.10.2 El Estado a través del Ministerio de Energía y Minas coordinará la estructuración de un programa nacional de ahorro y eficiencia energética, contenido en el proyecto de ley de promoción al uso racional de energía, con el objetivo de incentivar el uso eficiente de la energía en todos los niveles de consumo. Dicho programa deberá promover la puesta en marcha de acciones a corto, mediano y largo plazo, que incentiven y promuevan la eficiencia energética mediante:
a. Establecimiento de mecanismos de incentivos al uso de equipos, maquinarias, luminarias, instrumentos y electrodomésticos con tecnologías eficientes, de bajo consumo eléctrico y amigables con el medio ambiente.
b. El desarrollo de una cultura de uso eficiente y racional de energía ambientalmente responsable y sostenible mediante la implementación de un programa de educación integral, con el apoyo del MINERD, MESCYT y demás instituciones públicas y privadas, que promueva dicha cultura como parte del currículo educativo y mediante la realización de campañas publicitarias.
c. Capacitación y certificación a profesionales y técnicos de energía y empresas de eficiencia energética
d. Promoción de la participación ciudadana y el voluntariado para la orientación al consumidor sobre el uso eficiente y ahorro de energía.
e. Creación de normas y reglamentos pertinentes para el diseño y desarrollo de proyectos de construcción de edificaciones que aprovechan la luz natural y el aire permitiendo un uso eficiente de energía.
10. MECANISMOS DE SEGUIMIENTO Y VEEDURÍA AL CUMPLIMIENTO DE LOS COMPROMISOS DEL PACTO NACIONAL PARA LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO
10.1 En un plazo no mayor de ciento veinte (120) días contados a partir de la fecha
de suscripción del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico y en cumplimiento del Artículo 10 del Decreto No. 389-14, que convoca al Pacto para lo Reforma del Sector Eléctrico, deberá aprobarse mediante decreto un reglamento de aplicación del Pacto que, sobre la base de los acuerdos pactados establezca: (i) las responsabilidades y acciones específicas que deberán llevar a cabo cada uno de los actores, instituciones y agentes en el sector eléctrico dominicano, incluyendo los indicadores y metas por instituciones o empresas, (ii) un cronograma de ejecución, (iii) los mecanismos de seguimiento y veeduría e índices de desempeño que permitan medir el grado de avance en la ejecución y logro de los objetivos y, (iv) los recursos y sus fuentes de financiamiento para el buen funcionamiento de las tareas de seguimiento y veeduría.
10.2 Para asegurar este cumplimiento se utilizarán los siguientes mecanismos:
a. Comité de Seguimiento y Veeduría
b. Sistema de Metas Presidenciales (SIGOB)
Se creará una matriz de seguimiento de los compromisos de todos los actores no gubernamentales que servirá de insumo al Informe de seguimiento.
10.3 DEL COMITÉ DE SEGUIMIENTO Y VEEDURÍA. El Comité de Seguimiento y Veeduría es el responsable de dar seguimiento a la ejecución de las acciones derivadas para el cumplimiento de los compromisos del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, la detección de posibles retrasos, la generación de sinergias que faciliten el cumplimiento de los mismos y las recomendaciones de ajustes en la planeación según se entienda pertinente. Para tales fines deberá: (i) preparar el borrador del Reglamento de Aplicación del Pacto, (ii) establecer un plan y un cronograma de trabajo y, (iii) preparar una matriz de seguimiento de los acuerdos.
Para el logro de sus funciones esenciales el Comité de Seguimiento y Veeduría, realizará las siguientes funciones, sin que se consideren limitativas:
a) Recibir informes, observaciones, denuncias y sugerencias de ciudadanos y ciudadanas u organizaciones, instituciones, empresas, en cuanto al cumplimiento o incumplimiento de los compromisos acordados.
b) Requerir cualquier información o evidencia documental para la verificación del cumplimiento de los compromisos asumidos por todos los actores y el logro de los objetivos propuestos.
c) Verificar el cumplimiento e implementación de los acuerdos pactados de acuerdo a los cronogramas de ejecución que se establezcan.
d) Presentar los informes de los resultados de la veeduría al pleno del Consejo Económico y Social, que a su vez los hará llegar con sus recomendaciones al Presidente de la República y, de la misma manera, informar a la ciudadanía respecto de dichos informes.
10.3.1 El Comité de Seguimiento y Veeduría podrá asistirse de consultores y expertos independientes en el cumplimiento de sus labores.
10.3.2 El quórum del Comité de Seguimiento y Veeduría deberá contar con la presencia de los titulares o suplentes de al menos la mitad más uno de las organizaciones que lo conforman.
10.4 COMPOSICIÓN. El Comité de Seguimiento y Veeduría estará integrado por siete (7) miembros: tres (3) representantes de instituciones del sector gubernamental que no tengan responsabilidad directa con los compromisos del pacto, y cuatro (4) representantes de los sectores que conforman el Consejo Económico y Social, es decir, dos (2) representantes del sector empresarial y MIPYMES, uno del sector laboral y uno del sector social, seleccionados por los respectivos integrantes del CES, quienes tampoco serán parte de instituciones o empresas con responsabilidad directa en el Pacto así como por el Presidente y la Dirección Ejecutiva del CES. Cada representante tendrá su respectivo suplente.
10.4.1 El CES, haciendo provisión de un presupuesto adecuado, podrá conformar un equipo técnico independiente, que acompañe al Comité de Seguimiento y Veeduría y podrá contar con la colaboración de representantes de organismos internacionales.
10.5 DEL SISTEMA DE METAS PRESIDENCIALES (SIGOB).- Las instituciones gubernamentales con compromisos directos en el pacto integrarán dichos compromisos al Sistema de Metas Presidenciales, designando los distintos responsables de metas. El Comité de Seguimiento y Veeduría recibirá los reportes periódicos que se generen a través del SIGOB y, a partir de ellos y otras fuentes, elaborará los informes correspondientes.
10.5.1 A fin de conocer sobre el proceso de implementación del Pacto se acuerda que el Comité de Seguimiento y Veeduría del Pacto Nacional a la Reforma del Sector Eléctrico presentará los siguientes informes:
i) Un informe de seguimiento trimestral que se remitirá al Comité Ejecutivo del CES que dé cuenta de los indicadores de desempeño para el seguimiento de los acuerdos del Pacto.
ii) Un informe de veeduría semestral que dé cuenta sobre observaciones, denuncias, sugerencias recibidas, así como los resultados de las indagatorias de dicho Comité de Seguimiento y Veeduría en torno al grado de cumplimiento de los compromisos pactados por parte de todos los actores compromisarios con responsabilidad directa, y
iii) Un informe de veeduría del segundo semestre que dará cuenta de los resultados obtenidos durante el año en el seguimiento de los acuerdos del Pacto, hallazgos y recomendaciones, y hechos relevantes del año.
10.6 SOBRE EL RÉGIMEN DE CONSECUENCIAS. En concordancia con lo establecido en la ley y el Punto 7.1.12 de este Pacto, el régimen de consecuencias será determinado por el Presidente de la República tomando en cuenta los informes de cumplimiento a las metas propuestas, las causas explicativas de una eventual desviación, así como los informes del Comité de Seguimiento y Veeduría y del Sistema de Cumplimiento de las Metas Presidenciales, SIGOB.
10.7 MODIFICACIONES LEGALES Y REGULATORIAS DERIVADAS DEL PACTO.
10.7.1 Como resultado de los acuerdos a los que se arribe en el Pacto Eléctrico con relación a las modificaciones del marco regulatorio del subsector eléctrico así como otras leyes, en un plazo no mayor de xx [XX] posteriores a la firma del mismo, el Poder Ejecutivo remitirá a la Asamblea Plenaria de Cumplimiento del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico vía la Presidencia del Consejo Económico y Social (CES) las propuestas de modificaciones de textos legales que se entienden necesarias para cumplir con los acuerdos pactados. El Pleno del CES designará una comisión conformada por un representante de cada uno de los sectores que conforman el Consejo Económico y Social, empresarial, laboral y social, escogidos entre ellos mismos. Dicha comisión deberá ser ratificada por decreto, en el cual se determinarán los plazos y metodología para la elaboración del informe final, el cual deberá ser aprobado por la Asamblea Plenaria de Cumplimiento del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, a los fines de ser remitida al Poder Ejecutivo para su consideración a los fines de la elaboración de la versión final del anteproyecto de ley que será sometido al Congreso Nacional.
PÁRRAFO I: En el caso de los reglamentos a ser emitidos por la SIE se seguirá el procedimiento de audiencia pública para el conocimiento y opiniones de parte de los distintos actores, conforme lo establece la Ley de los Derechos de las Personas en su relación con la Administración Pública o de Procedimiento Administrativo No. 107-13.
PÁRRAFO II: El Gobierno tiene la responsabilidad de asegurar el cumplimiento de las propuestas de modificación, eliminación o incorporación de los instrumentos y actos administrativos acordados según los plazos establecidos en el presente Pacto.
https://www.eldinero.com.do/53169/pacto-electrico-un-acuerdo-que-busca-fortalecer-la-eficiencia-eficacia-y-seguridad-juridica-del-sector/
