ELECTRICIDAD: La participación pública y privada en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- Hace 17 años se promulgó la ley que dio inicio al proceso de reforma (capitalización) del sector eléctrico dominicano. A pesar del tiempo transcurrido, aún existen quienes piensan que el sector eléctrico está controlado mayoritariamente por las inversiones privadas. El sector público nunca ha tenido una participación minoritaria en términos accionarios en cuanto a la propiedad de los activos de la industria, y mucho menos en los aspectos regulatorios ni en la definición de la política energética nacional. 

Antes del proceso de capitalización del sector eléctrico iniciado en junio del 1997, teníamos una industria eléctrica verticalmente integrada donde la otrora Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) era responsable de la generación, transmisión, distribución, y por ende de la definición de la política energética del país. Es decir, el Estado controlaba y era dueño absoluto de la estructura eléctrica nacional.  

Con el proceso de capitalización la antigua CDE se dividió en siete empresas de la siguiente forma: tres empresas de generación (EgeHaina, Egeitabo y Egehid), tres empresas de distribución (Edenorte, Edesur y Edeeste) y una (1) empresa de transmisión (ETED). En ese momento la participación público-privada de la industria eléctrica quedó estructurada de tal forma que las tres empresas de distribución eran de capital mixto (público y privado), la empresa de transmisión se formó con 100% capital público, la empresa hidroeléctrica 100% capital público, y las dos empresas de generación térmica se integraron bajo capital mixto (público y privado). Los Productores Independientes de Energía (IPP por sus siglas en inglés) eran de capital 100% privado. Como se puede observar, a pesar del proceso de capitalización, la participación estatal (pública) en la industria eléctrica era preponderante.   

Cuatro años más tarde, en julio del 2001, se promulgó la ley general de electricidad 125-01, la cual introdujo una estructura institucional que contempló nuevos actores como la Superintendencia de Electricidad (SIE) que es el órgano regulador del sistema; el Organismo Coordinador (OC) cuya función está vinculada a las operaciones y transacciones del sistema; la Comisión Nacional de Energía (CNE) encargada de los planes, estudios y la definición de la política energética, y la Corporación de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) creada para liderar las empresas del sector y tener bajo su sombrilla los contratos de los IPP. 

Pocos años después, el Estado adquirió las acciones de la parte privada de las empresas distribuidoras, y así volvimos a un esquema donde las EDE volvían a ser propiedad 100% del sector público. En cuanto a la generación, los años posteriores a la capitalización han contabilizado la inserción de 2,150 MW nuevos incluyendo repotenciación de algunas plantas para tener hoy en día un parque de generación de una capacidad instalada total de 3,468 MW; de ese total, las hidroeléctricas representan 559 MW que son de capital 100% público, EGE Haina y EGE Itabo suman en conjunto una potencia total instalada de 1,165 MW (ambas de capital mixto público y privado, y los restantes 1,744 MW de potencia pertenecen 100% a capital privado. Las cifras indican que el Estado dominicano tiene participación accionaria en el 50% de la capacidad instalada de generación; y es propietario absoluto del 33% de la capacidad instalada actual. 

El balance actual de la participación del sector público y privado en la industria eléctrica no dista mucho de la realidad que había antes del proceso de capitalización. La propiedad pública en el sector eléctrico está compuesta de la siguiente forma: empresas distribuidoras (Edenorte, Edesur y Edeeste, 100% del Estado), Empresa Hidroeléctrica (EGEHID 100% del Estado), Empresa de Transmisión (ETED 100% del Estado), EGEHAINA (62% del Estado), EGEITABO (49.7% del Estado), Comisión Nacional de Energía (100% del Estado), Superintendencia de Electricidad (100% del Estado), y en el Organismo Coordinador (el Estado preside el consejo de coordinación y controla 3 de los 4 bloques que integran dicho consejo). 

En cuanto a la participación del sector privado en el sector eléctrico, tenemos la siguiente composición; EGE Haina (38% privada), EGE Itabo (50% privada) y el resto de la generación que representa el 50% de la capacidad instalada actual es totalmente privada. Por tanto, podemos deducir que del parque de generación existente sólo el 67% de la capacidad instalada es de capital privado 100%.

En términos de utilidades netas o beneficios que recibe el Estado de las empresas generadoras de capital mixto (EGE Haina y EGE Itabo) podemos señalar que por cada RD$100 pesos dominicanos que EGE Haina genera de utilidad bruta, RD$76 pesos ingresan al Estado dominicano en beneficios e impuestos. En el caso de EGE Itabo recibe el 49.7% de beneficios más los impuestos de los beneficios de la parte privada. Por lo que queda claro que si estas empresas obtienen buenos beneficios, el Estado dominicano, es decir, todos nosotros obtenemos la mayor parte de los mismos.  

Como hemos podido observar, el Estado dominicano representado en sus diferentes gobiernos ha sido en términos de propiedad de activos y en las tomas de decisiones el jugador más importante del sector eléctrico. Los gobiernos son los que hacen y han hecho las licitaciones, otorgan y firman los contratos, compran la energía, venden al consumidor, generan una porción considerable de electricidad, definen la tarifa eléctrica, otorgan los subsidios, otorgan los permisos de obras, promulgan las leyes y reglamentos, regulan el sector, en fin, definen la política energética en sentido general. Es por eso que si me cuestionaran sobre la responsabilidad ante la situación histórica del sector eléctrico dominicano, para contestar, tendría que pensar en todas las informaciones mencionadas anteriormente. 

El autor es Milton Morrison,vicepresiente ejecutivo de la ADIE.

http://www.listindiario.com/economia-and-negocios/2014/6/12/325689/La-participacion-publica-y-privada

DOCUMENTO SOBRE SECTOR ELECTRICO EN R.D.Y SU DESEMPEÑO

SANTO DOMINGO,R.D.- En el subsector eléctrico, la dependencia energética está altamente determinada por el parque de generación, que explica en gran medida los altos costos de la energía. El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) está constituido por 38 plantas térmicas y 33 plantas de hidrogeneración, todas pertenecientes a 14 empresas. La capacidad instalada es 2,727 MW y 469 MW, 
respectivamente. En total, la capacidad del sistema (2008) suma 3,197 MW. De este total, 21% corresponde a EGE-HAINA, el 14% a EGE-ITABO, 6% a Unión Fenosa, 15% a EGE-HIDRO y el 45% corresponden a generadoras de los IPP´s. En términos porcentuales, el 85% de la capacidad de generación de electricidad es térmica mientras que el 15% es de fuente hidro. La totalidad de infraestructura de generación por fuentes térmicas corresponde al sector privado mientras que la generación hidro es de propiedad de la Empresa Generadora de Electricidad – EGEHID, de carácter estatal. Por grupo de 
tecnología de generación, la capacidad existente del SENI observa la siguienteestructura porcentual: predominan las tecnologías ciclo combinado (25%) seguidas por las de motores fuel-oil (23%), las de turbinas a vapor (19%), las turbinas a gas (18%) y la generación hidroeléctrica (12%) (OC, 2008). 

 Los contratos en el sector, parte de la problemática en el diagnóstico del sector. Es importante poner de relieve los altos costos de generación eléctrica de las unidades del parque de generación, en comparación con tecnologías semejantes instaladas en otros países de la región en condiciones similares. Esto, debido principalmente a la sobre-indexación del combustible en las fórmulas para el cálculo del precio de venta de 
la energía de los generadores a las distribuidoras, establecidos en los contratos firmados en el Acuerdo de Madrid. Como componente del diagnóstico, además, cabe poner de relieve la existencia de contratos de compra-venta de energía entre las Generadoras y las Distribuidoras a muy largo plazo, lo que imposibilita a las Distribuidoras a contratar energía en mejores condiciones para beneficio de los clientes. 

Debido a la baja calidad del suministro, se ha desarrollado una alta capacidad de potencia instalada en la industria para la autogeneración, lo que abona ineficiencia al sector. En República Dominicana, el abastecimiento de energía eléctrica se realiza por dos vertientes: i) el sistema nacional eléctrico interconectado (SENI), en el que se incluye la generación de los agentes Falcondo y Metaldom; y ii) los auto productores, que son sistemas de generación establecidos por empresas e industrias para 
autoabastecerser. La capacidad instalada de autogeneración en el país sido estimada entre 1400 y 1650 MW. Esta capacidad está localizada en los sectores Zonas Francas, Resto de Industria Alimenticia, Resto de Industrias, Textiles y Cueros, Papel e Imprenta, Cemento y Cerámica, principalmente (IDEE/EF-CNE, 2003:2000). Este excesivo stock de potencia de auto producción instalada se explica, principalmente, por 
la mala calidad del servicio, los rezagos en la infraestructura de transmisión y distribución y la relación entre el costo del Kwh. autogenerado y el precio de venta del Kwh. del servicio público (CNE, 2004). En 2007, la demanda calculada de energía del SENI se estimó en 14,107 GWh. (1,944 MW), la cual fue abastecida en un promedio de 86%. El resto, la demanda no abastecida, que se explica por distintas contingencias 
(baja tensión, mantenimiento correctivo, sobrecarga, mantenimiento programado) y por políticas de gestión de la demanda (cortes de suministro) (OC, 2007; CEPAL, 2008). 

 La infraestructura de los sistemas de transmisión y distribución son débiles y aportan a la ineficiencia y a las pérdidas en el sector eléctrico. Con el proceso de reforma del sector (1999), la actividad de transmisión, en tanto que monopolio natural, quedó a cargo de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETED), de propiedad y administración estatal. La infraestructura del sistema de transmisión está constituida por 6 líneas a 138 KV Km. Actualmente, está en construcción la línea a 345 KV que tendrá una extensión de 140 Km., de los cuales 80 Km. son ya (2008) infraestructura construida. También, como parte integral de la infraestructura de transmisión, el sistema cuenta con 200 subestaciones de transformación. Desde décadas, las sobrecargas y bajos niveles de protección de las redes han constituido las debilidades más relevantes de la infraestructura del sistema de transmisión, originando pérdidas adicionales al sistema en su conjunto, fallas técnicas que acaban traduciéndose en apagones en zonas geográficas y, en el peor de los casos, originando los “black-out” o apagones generales del sistema. 
Un elemento revelador de la evolución y calidad del sistema de transmisión es el nivel de pérdidas de la energía inyectada en 2007, que se situó por debajo de 3%, casi la mitad del nivel registrado en el 2000 (5%). Para verlo en perspectiva, la dotación es alrededor de 3,200 habitantes por Km. de línea de transmisión, lo que es bajo en relación a los estándares internacionales (CDEEE/ETED, Plan de Expansión 2006-2012).

 Con el proceso de capitalización, el territorio nacional quedó comercialmente dividido en tres regiones de concesión que pasaron a ser gestionadas por sendas empresas en sus respectivos ámbitos geográficos: la Edenorte, Edesur y Edeeste. Actualmente (enero-2009), la totalidad de clientes formalizados (conectados y facturados) de las referidas empresas de distribución alcanzó 1 millón 325 mil usuarios en todos los bloques tarifarios.. Otra fuente, establece en 2.44 millones el número de viviendas conectadas a la red eléctrica (el 93% del total de viviendas existentes), de las cuales i) sólo el 33.2% posee contador eléctrico; ii) 19.4% tiene una tarifa fija1; y iii) el 47.4% no posee contador. Esta condición del mercado explica en mayor medida los altos niveles de pérdidas no técnicas registradas (Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico, 2007; ENIGH 2007). 

En el nivel de la distribución, sobresale como problema la calidad del servicio derivado de las frecuentes interrupciones del mismo, la duración de las mismas así como la baja tensión en el suministro en zonas determinadas. El sistema acumuló décadas de rezagos de mantenimiento, lo que ha sido origen de frecuentes sobrecargas en líneas y transformadores, altas pérdidas técnicas y cortes, con la consecuente baja en la confiabilidad del servicio. Además, cabe resaltar el subsidio como problema relevante del ámbito de la distribución, gran parte del cual es financiado con recursos públicos. En buena medida, la razón del monto del subsidio hay que relacionarla con el alto nivel de pérdidas no técnicas provocadas, principalmente, por el hurto de la energía; al aumento de los costos de producción de la electricidad debido a diversos factores y no traspasados a la tarifa de los usuarios; y a la no disposición de infraestructura apropiada y suficiente (redes, equipo de medición) para facturar y cobrar con efectividad la energía y aplicar con mayor eficiencia una focalización del mismo (UAAES/SEEPyD (2007). 

 Más allá de los progresos registrados en capacidad instalada de generación a raíz del proceso de capitalización, el déficit de suministro no mejoró en forma perceptible en los últimos tres lustros; antes bien, tendió a agudizarse debido al incremento de la demanda y por cortes a usuarios de bajo índice de cobranza. Las expresiones más crudas de la crisis del sector eléctrico, en lo que a suministro se refiere,se experimentaron a finales de los 80s y principios de los 90s, cuando el déficit de suministro, medido por la relación de la demanda no abastecida respecto de la demanda calculada total, superó el 40%. La entrada en operación de los contratos - PPA (Power Parchase Agreement) con los productores independientes (PPI) significó un alivio significativo al problema por el lado de la oferta, y resultó en una reducción drástica de 
dicho déficit, hasta 13.5% (1993). Desde entonces hasta acá, el déficit de suministro promedia 16.5%, resaltando como excepción los niveles pico registrados en 1998 (22%) y 2004 (31%). En 2008, el déficit de suministro en el sistema interconectado promedió 9.7% (OC, Informe de Operación de Mediano Plazo, 2008). Cabe indicar que en condiciones de óptimo funcionamiento de un sistema eléctrico el déficit de suministro debe ser igual a cero en tiempo real. La confiabilidad del suministro sigue siendo, por tanto, un componente importante de la problemática del sector eléctrico, que se expresa en energía no suministrada y en apagones.


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