Las debilidades del sector energía en Rep. Dominicana.

SANTO DOMINGO,R.D.- Las expresiones más relevantes de la problemática energética nacional son, en general: i) un stock muy limitado de fuentes energéticas convencionales y alta dependencia de fuentes importadas, principalmente del petróleo, con aporte muy modesto de las fuentes hidro y una considerable incidencia del uso de la biomasa (leña, subproductos cañeros …); particularmente en el sector eléctrico: ii) serias dificultades para asegurar un abastecimiento seguro y eficiente a partir del sistema eléctrico nacional interconectado (SENI); iii) baja eficiencia del parque de generación, predominantemente térmico; iv) proliferación de la auto producción de energía eléctrica en todos los sectores de consumo final; v) baja complejidad técnica del parque de generación, favoreciendo la producción en base a fuel oil; vi) altas pérdidas técnicas y no técnicas en la distribución de electricidad; vii)altos precios de compra-venta de energía por parte de las distribuidoras; viii) excesiva dependencia de los subsidios públicos para el sostenimiento del sector y la prevalencia del subsidio generalizado a la tarifa, así como el subsidio geográfico en los denominados barrios carenciados (PRA); ix) alta propensión en incidencia de la cultura del no-pago de la energía; x) inusualmente alta participación del uso de ventilación y acondicionamiento de ambientes en el consumo eléctrico de los hogares urbanos; en el sector hidrocarburos, xi) inusualmente alta participación del transporte en el consumo energético final, explicado por la baja incidencia del transporte colectivo como medio de transporte público.

 Con respecto a la cultura de consumo, xii) gran propensión al derroche de energía (electricidad y combustibles), que combina una gran debilidad en desarrollo y gestión de una política activa orientada al ahorro y eficiencia energética; y en energía renovable, xiii) a pesar del alto potencial de los recursos (radiación solar, biomasa, vientos, mar), su aprovechamiento en generación de energía es prácticamente 
inexistente o está en ciernes todavía (CNE/FB, 2003; CEPAL, 2000; CEPAL, 2008; Plan Integral para la Recuperación del Sector Eléctrico, 2006). 

http://www.camaradediputados.gov.do/masterlex/MLX/docs/2F/1B0/1B1/1C5/1DE/1E3.pdf

http://www.camaradediputados.gov.do/masterlex/MLX/docs/2F/1B0/1B1/1C5/1DE/1E3.pdf

Políticas relevantes para resolver la crisis eléctrica dominicana

Desde 2002 las autoridades han puesto en práctica diversas estrategias para mitigar los impactos negativos de la carrera alcista de los precios del petróleo sobre los consumidores de electricidad, pero también para 
garantizar la viabilidad financiera del servicio público, socavada por ingresos insuficientes debido al robo, el fraude y las facturas sin pagar. El conjunto de soluciones adoptadas no siempre se ha caracterizado por su coherencia y consistencia. La mayoría de las veces ha expresado la correlación de fuerzas del momento y se ha perdido la visión de mediano y largo plazo. 
i) ¿Hacia dónde se ha orientado el esfuerzo? Las medidas se han enfocado a reducir déficit en el corto plazo y sentar las bases para solucionar definitivamente el problema a mediano plazo. Destacan tres líneas estratégicas: 
• Ampliar la cobertura del servicio, mejorar su continuidad y proteger a la economía de consumidores. Se han establecido programas públicos de extensión de líneas de distribución en zonas marginales, subsidios al consumo y garantía de ¡suministro. Además, el gobierno ha retomado nuevamente las operaciones de distribución mediante la readquisición de ¡Edenorte y Edesur.
• Reducir el costo del suministro. Esto ha incluido; a) renegociar el Acuerdo de Madrid y los contratos con los productores independientes; b) alentar la competencia en el mercado de generación; c) promover la construcción de grandes centrales generadoras que operen con carbón —cuyo precio es más bajo, más estable y menos volátil que del petróleo—, en las que el Estado asume el riesgo comercial y de mercado para dar viabilidad a los proyectos (riesgo de precio y disponibilidad del combustible, así como riesgo sobre la venta de electricidad), y d) poner en marcha programas de reducción de pérdidas en la red eléctrica
• Elevar y asegurar el flujo los ingresos. Se han puesto en marcha programas de eliminación del robo de electricidad y combate a la “cultura del no pago”. De forma simultánea, el gobierno ha procurado cumplir puntualmente con las transferencias de recursos públicos a las distribuidoras para cubrir los subsidios 
a los consumidores, así como reducir la deuda contraída.
• Disminuir la presión sobre las finanzas públicas. Sin renunciar al otorgamiento de subsidios, éstos se han replanteado y se focalizan en los sectores más desprotegidos. De igual modo, se han estado eliminando los retrasos en la indexación de las tarifas con respecto al precio de los combustibles.
ii) ¿Por qué ha fallado?. Sin embargo, a pesar del esfuerzo de las autoridades, los resultados han sido poco contundentes y el proceso de solución ha estado marcado por avances y retrocesos. 
Las causas están en:
• Programas mal diseñados, insuficientes o desfasados. 
• Escasez de recursos fiscales para soportar un programa ambiciosos de subsidios generalizados.
• Debilidad institucional, tanto de las autoridades políticas y regulatorias del sector como del marco legal y reglamentario, lo que resta efectividad a la acción gubernamental y da espacio para que generadores, distribuidores y consumidores sólo vean por sus propios intereses y actúen alejados del interés colectivo.
• Búsqueda de objetivos contrapuestos y la tendencia de las autoridades a dar más importancia a la dimensión social y política del problema, que a los requerimientos económicos del subsector. Al respecto se debe mencionar que las medidas enérgicas que reclamaban los organismos financieros para un rápido saneamiento financiero del sector —elevación de tarifas, eliminación de los subsidios y establecimiento de penas severas por el robo de electricidad— hubieran implicado altos costos sociales difícilmente asumidos por el gobierno, especialmente en un clima de pobreza generalizada, inestabilidad social y presiones políticas derivadas de un corto período presidencial con posibilidad de reelección. 
Por su parte, las distribuidoras han desarrollado programas para reducir pérdidas y elevar el índice de recuperación de efectivo. Se ha puesto énfasis en racionar el suministro para ofrecer más a los circuitos con menos pérdidas; instalar nuevos medidores y reemplazar los más viejos; capturar como clientes a usuarios que consumen de manera ilegal; inspeccionar los medidores y otros dispositivos susceptibles de sufrir manipulaciones; eliminar el fraude electrónico y corregir las anomalías técnicas de los equipos. 
Sin embargo, los esfuerzos han sido débiles y el modesto avance en el índice de recuperación de efectivo está lejos de las metas establecidas. Resulta pertinente recordar que, cuando se privatizó la industria en 1999, las nuevas compañías de distribución comenzaron a funcionar con un índice de recuperación de efectivos (ire) de entre 40% y 50%. Meses más tarde, y con las prácticas empresariales privadas, el ire se elevó hasta situarse entre 62% y 69% en el caso de Edenorte y Edesur, respectivamente. Sin embargo, esos niveles estaban lejanos de los estándares internacionales cercanos a 100%. 
A raíz de la crisis financiera de 2003, el nivel promedio descendió a 56 por ciento.
iii) ¿Cómo mejorar el esfuerzo? A lo largo de la crisis se han expuesto diversos diagnósticos y propuestas que sin embargo no han sido compartidos por todos los actores: autoridades, operadores,consumidores, financistas, profesionales y analistas. Por ejemplo, para algunos analistas, los factores responsables de la crisis son la capacidad institucional y la supervisión deficientes, lo que constituye otro ejemplo de los costos elevados de una gobernabilidad débil. El complejo camino que va de los deficientes servicios públicos provistos por el gobierno a la privatización, luego a los subsidios implícitos y, finalmente, a la reestatización no resuelve los problemas de la calidad deficiente del servicio, que sigue siendo agravada por las conexiones ilegales y la falta de pago e impone un costo exorbitante para el gobierno y los consumidores. 
Concluyen que la reforma se ha visto retrasada o bloqueada por la falta de transparencia, de rendición de cuentas públicas y de un consenso político más amplio sobre el tema, además de una insuficiente voluntad política para impulsar una solución (véase Banco Mundial, 2006). 
• Los consensos se ubican en redoblar esfuerzos y complementar las medidas ya emprendidas con nuevas acciones. Entre las acciones de carácter técnico y comercial que deben realizar las distribuidoras, destacan las siguientes: 
• Investigar y perseguir a los grandes consumidores que recurren al fraude electrónico sofisticado para no pagar el servicio. 
• Instalar medidores electrónicos online para los grandes clientes,a fin de hacer un seguimiento continuo del consumo y detectar las anomalías a la brevedad; en otros sectores, es necesario remplazar los equipos obsoletos o defectuosos. 
• Facilitar el pago de las facturas residenciales aumentado el número de centros de pago y sus horarios de atención.
• Rediseñar las instalaciones de distribución de bajo voltaje con el fin de dificultar las conexiones ilegales y la manipulación de dispositivos.
• Reforzar los programas de mantenimiento y eliminación de las pérdidas técnicas en las líneas de
distribución.
Uno de los puntos de mayor relevancia y acuerdo entre los actores concierne a las inversiones. La crisis ha dejado una lección importante: 
mientras no se mejore sustancialmente la calidad del servicio, lo que significa reducir los apagones hasta eliminarlos, los consumidores no estarán dispuestos a pagar las tarifas actuales, y mucho menos si se incrementan. 
En efecto, resulta ineficaz aumentar aun más las tarifas para sanear las EDES.494

http://www.cepal.org/publicaciones/xml/0/37540/2009-LBC-104-web.pdf

Crisis por la falta de ingresos y altos costos del sector electrico dominicano

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


http://www.cepal.org/publicaciones/xml/0/37540/2009-LBC-104-web.pdf