INFORME FINAL

Análisis de Tarifas y Subsidios en el Sector Eléctrico de la República Dominicana

INFORME FINAL

Diciembre 2004

NRECA International, Ltd.

Xxxxx Xxxxxxx República Dominicana

Bajo el Contrato

USAID / CA No. 517-A-00-03-00117-00

República Dominicana

Comisión Nacional de Energía Superintendecia de Electricidad

Índice

RESUMEN EJECUTIVO

1.0 ANTECEDENTES 1

2.0 ANÁLISIS DE DATOS DE LA INDUSTRIA 4

2.1 Sector de Generación 4

2.1.1 Planta de Generación 4

2.1.2 Contratos a Xxxxx Xxxxx 0

2.1.3 Conclusiones 8

2.2 Sector de Distribución 9

2.2.1 Metodología 9

2.2.2 Análisis de Estados Operativos 11

2.2.3 Estado de Operación Corregido 18

2.2.4 Efecto de las Mejoras de Eficiencia 18

2.2.5 Conclusiones Respecto al Sector de Distribución 20

3.0 SUBSIDIOS EXISTENTES 22

3.1 Programa de Reducción de Apagones 22

3.2 Fondo de Estabilización 24

3.3 Subsidio de Diesel 25

3.4 Subsidio Total 26

4.0 VOLUNTAD DE PAGO 27

4.1 Metodología 27

4.2 Resultados Sector Eléctrico Convencional 30

4.2.1 Voluntad de Pago por la Electricidad. 30

4.2.2 Patrones de Consumo de Electricidad 33

4.2.3 Voluntad de Pago por Unidad de Electricidad 34

4.2.4 Datos Relevantes para Consideraciones de Subsidios 37

4.3 RESULTADOS BARRIOS PRA 41

4.3.1 Voluntad de Pago por la Electricidad. 41

4.3.2 Patrones de Consumo de Electricidad 43

4.3.3 Voluntad de Pago por Unidad de Electricidad 44

4.3.4 Datos Relevantes para Consideraciones de Subsidios 46

4.4 Opiniones y Percepciones de los Encuestados 49

5.0 OPCIONES PARA TARIFAS Y SUBSIDIOS 57

5.1 Filosofías Utilizadas para Establecer Tarifas 58

5.1.1 Tarifa Indexada 58

5.1.2 Costo de Servicio 59

5.1.3 Voluntad de Pago 61

5.2 Escenarios Tarifarios 62

5.2.1 Estructura Tarifaria 63

5.2.2 Escenario 1: Eliminar Subsidio a Consumo Mayor a 200kWh 64

5.2.3 Escenario 2: Eliminar Subsidio a Consumo Mayor a 100kWh 67

5.2.4 Escenario 3: Tarifa de Voluntad de Pago 70

5.3 Conclusiones 72

6.0 BARRERAS QUE AFECTAN LAS MEJORAS EN LA EFICIENCIA 73

6.1 Principales Barreras Identificadas 74

6.1.1 Pérdidas Administrativas 74

6.1.2 Pérdidas por Xxxxxx. 75

6.1.3 Bajo Nivel de Cobranza 77

6.2 Recomendaciones para Eliminar las Barreras Identificadas 78

6.3 Sugerencias para una Revisión del Reglamento 84

7.0 PLAN DE IMPLEMENTACIÓN 85

7.1 Metas Principales y las Acciones Correspondientes para Lograrlas 88

7.1.1 Estudio de Opciones Peri-Urbanas y Eliminación del PRA 89

7.1.2 Regularización del Desabastecimiento de Energía 91

7.1.3 Ajuste Tarifario Manteniendo Economía de los Usuarios 92

7.1.4 Mejorar la Eficiencia de las Empresas Distribuidoras 95

7.1.4.1 Nuevo Enfoque de la SIE y PROTECOM ante el Fraude 95

7.1.4.2 Corrección de Distorsiones en el Cumplimiento de Obligaciones Financieras 96

7.1.4.3 Promover Mejoras en Eficiencia en las Empresas Distribuidoras 96

7.1.4.4 Proveer Recursos para Inversiones que Reducen Pérdidas 97

7.1.5 Reducir la Participación Financiera del GORD en el Sector 97

7.2 Responsabilidades de los Distintos Actores 100

7.2.1 Gobierno 100

7.2.1.1 Superintendencia/PROTECOM 101

7.2.1.2 CDEEE 101

7.2.1.3 EDENORTE y EDESUR 102

7.2.2 Empresas Eléctricas Generadoras 102

7.2.3 Empresas Eléctricas Distribuidoras 102

7.2.5 Los Usuarios 103

8.0 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 000

XXXXX 0 1

Reporte del Sector de Generación 1

A.1.1 Introducción 1

A.1.2 Planta Física 1

2.1.3 Contratos a Xxxxx Xxxxx 0

2.1.4 Conclusiones con Respecto al Xxxxxx xx Xxxxxxxxxx 00

XXXXX 0 19

Reporte en extenso para la Tarea 5 19

Dra. Xxxxx Xxxxx. 19

Ing. Xxxx Xxxxxxxx 30

Resumen Ejecutivo

El sector de suministro de energía eléctrica en la República Dominicana está sufriendo una crisis sin precedentes para un país moderno. A pesar de una capacidad total de generación de casi 3,500 MW y una demanda pico de aproximadamente 1,800 MW, ha habido en el pasado reciente frecuentes apagones y los cortes no planificados son aun más comunes. Aunque no existe falta de equipo o de mantenimiento, los principales factores causantes de esta crisis no son técnicos sino financieros. Cinco años después de una desintegración vertical, capitalización e introducción de operadores privados tanto en el sector de generación como en el de distribución, además de la implementación de una tarifa indexada, las distribuidoras con frecuencia se ven imposibilitados de recaudar el dinero suficiente para pagar el costo de la energía comprada.

El presente documento es le informe final entregado por NRECA del estudio que tuvo los siguientes componentes:

Tarea 1: Analizar y Confirmar la Información de la Industria sobre Costos

Esta tarea consiste en un análisis de la información disponible sobre costos reales de generación y distribución dando como resultado observaciones con respecto a su racionalidad.

Tarea 2: Evaluación de Subsidios Existentes y su Impacto

Los dos subsidios principales provistos por el Gobierno Dominicano que directamente tienen su impacto sobre los consumidores de energía eléctrica son el Programa Nacional de Reducción de Apagones (PRA), y el Fondo de Estabilización (FdE). Un tercer subsidio que tiene impacto sobre el sector, es el suministro del combustible diesel a precios reducidos. Esta tarea llevó consigo la cuantificación de los tres subsidios que se proporciona al sector eléctrico.

Tarea 3: Estudio de la Voluntad de Pago

Antes del presente estudio, NRECA realizó dos trabajos relacionados con la voluntad y capacidad de pago, así como evaluaciones de ingresos y gastos domésticos para todo tipo de energía (electricidad, kerosén, velas, baterías, etc.) Para suplementar la información obtenida de estudios anteriores, y a fin de contar con datos muy actualizados, NRECA efectuó estudios adicionales que reflejan el impacto de la crisis actual sobre las actitudes y la economía de los usuarios.

Tarea 4: Evaluación de Estructuras Tarifarias y Opciones de Subsidios

La estructura tarifaria del sector eléctrico dominicano se encuentra en etapa de transición. Esta tarea trajo consigo el análisis de datos de tarifas y consumo y los resultados de los estudios de voluntad de pago a fin de determinar si el régimen tarifario pueda dar como resultado precios que se encuentren dentro de la capacidad de pago de la población, y si no, determinar qué nivel de subsidio se requeriría.

Tarea 5: Evaluaciones xx Xxxxxxxx que Impiden la Reducción de Pérdidas y Mejora en las Recaudaciones

Sin considerar la estrategia de tarifas y subsidios, la única forma sostenible para garantizar la viabilidad financiera del sector eléctrico dominicano es la de reducir las pérdidas y mejorar las recaudaciones. NRECA ha llevado a cabo una serie de entrevistas con personal de las distribuidoras en varios niveles. Las entrevistas han ayudado a identificar los problemas específicos que han contribuido a la incapacidad de todas las distribuidoras para controlar pérdidas o recaudar sus facturas. Además bajo esta tarea, NRECA ha realizado una evaluación de la implementación de las regulaciones actuales y la Ley de Electricidad y recomienda formas mediante las cuales éstas podrían ser cambiadas a fin de facilitar el manejo del proceso comercial del servicio.

Tarea 6: Plan de Implementación

Un componente crítico de cualquier cambio propuesto para el sector eléctrico es el desarrollo de un plan apropiado para su implementación y un cronograma para la introducción de los varios elementos. En esta tarea NRECA ha desarrollado un plan para el desarrollo del régimen tarifario propuesto, subsidios y otras recomendaciones teniendo en cuenta lo que es posible desde el punto de vista político y el modo de mantener al sector funcionando a través del curso de los cambios.

A continuación se presenta un resumen de las observaciones y conclusiones del estudio.

1. Como se sabe, la situación del sector eléctrico dominicano es crítica, por lo que no existe espacio para la improvisación. Por lo tanto, es necesario establecer un programa integrado de viabilidad xxx xxxxxxx eléctrico, ejecutando múltiples actividades de manera coordinada y enlazada, con la meta de llegar al punto de equilibrio financiero para el sector en su conjunto, y para cada uno de sus componentes. Esto deberá pasar en el menor tiempo posible, al menor costo posible, con el menor trauma posible.

2. El sector está en un estado tan avanzado de caos que todos los actores tendrán que compartir en el sacrificio y costo. Si todos ayudan a llevar una parte, la carga se hace más ligera. Se propone un Plan de Acción en el cual todos colaboran y comparten los costos. Todos los actores incluyendo el Gobierno, las Generadoras, las Distribuidoras, y los Usuarios hace compromisos específicos. Cada parte

contribuirá y asumirá responsabilidad en el corto plazo, y de la misma manera tendrá su parte en los beneficios resultantes de un sector eléctrico estable en el mediano y largo plazo. Cada uno tendrá que pagar su parte y cumplir con sus responsabilidades para poner orden al sector.

3. Por la condición dominante del Gobierno de la República Dominicana (GORD) en el sector (dueña de las plantas hidroeléctricas, transmisión, la mayor parte de la distribución, y su rol en regulación) un porcentaje significativo de los problemas son atribuibles al gobierno. Esto resalta la tremenda importancia de que el Gobierno tenga la voluntad política necesaria para tomar las acciones que se requieren para resolver los problemas.

4. Con dos excepciones, los costos de generación son razonables dado el actual parque de generación eléctrica en el país. Como una excepción a esta observación, se ha podido notar una situación en que la operación de los factores de indexación para el costo de combustible No 6, permite que los cambios en la tarifa por este concepto superan los reales cambios en el costo de combustible (apalancamiento por factores de indexación). El resultado ha sido que se podrían aumentar las ganancias de los generadores, solamente por aumentos de precio de combustible. En el caso actual, en que los generadores no reciben el pago total de sus facturas, ni mucho menos, este factor en la práctica no ha causado un incremento indebido de costo a los usuarios, aunque presiona la relación entre los actores. Como se contempla la regularización de pagos a los generadores bajo el Plan, este asunto podría generar ganancias excesivas para los generadores justo en un momento en que el resto de los actores del sector están realizando sacrificios. La segunda excepción tiene que ver con la compra por parte de EDEESTE de energía proveniente de una planta de propiedad de AES (que es también operador de EDESTE), a un precio superior al precio de provisión a las otras dos Empresas distribuidoras en casi 18%. Aunque este incremento de costo no ha repercutido en las tarifas de los usuarios, este exceso de costo, es un factor contribuyendo a la mala situación financiera de EDEESTE.

Se puede pensar en optimizar esta parte del sector a largo plazo, pero no es una parte significativa del problema actual. Al pensar en el futuro y si el sector está estable, se tendría mayor probabilidad de poder atraer inversiones a largo plazo como ser plantas de carbón y plantas hidroeléctricas. Cuanto mayor el porcentaje de esas fuentes en el futuro, cuanto menor podría ser el costo promedio de generación.

5. Las pérdidas y la falta de cobranza en las empresas distribuidoras son parte ineludible del fracaso del sector. Pérdidas de 40% e índices de cobranza de 70% están fuera de todo rango razonable. Empresas eléctricas en otros países similares mantienen las pérdidas por debajo del 12% e índices de cobranza por encima de 95%.

6. El sistema de fijar tarifas basada en la indexación de una tarifa acordada hace algún tiempo, ha tenido dos resultados negativos. Primero, las tarifas actuales son mas un producto del juego de factores de indexación que un reflejo del costo de provisión del servicio. El mejor ejemplo de esto, es el problema antes mencionado, sobre la recuperación de cambios en el costo de combustibles en el sector de generación, existiendo el mismo problema en el sector de distribución. Segundo, la aplicación de tarifas indexadas conduce a la Superintendencia a no enfocarse en el control de costos de servicio. Precisamente y en el sentido mas básico, la diferencia entre ingreso y costo, es el elemento que ha causado la crisis actual.

Aunque no es una medida necesaria en este momento de crisis, se sugiere la conversión del actual sistema de regulación por tarifas indexadas (la Tarifa Técnica es nada mas que otra forma de tarifa indexada), a una regulación de costo, basado en comparación de costos con metas (“benchmarks”) derivados de otras empresas en similares situaciones.

7. La intervención del Gobierno en el sector ha sido negativa en casi todo aspecto

a. La distribución del Fondo de Estabilización ha sido muy desigual entre las distribuidoras con una deuda pendiente del Fondo a EDEESTE de US$ 25MM y un pago pendiente de EDESUR al Fondo de US$ 8MM.

b. Los costos de EDENORTE y EDESUR, bajo operación de CDEEE, han subido en forma completamente desmedida. En términos unitarios de US$/kWh, sus costos de operación han subido a niveles que son por lo menos tres veces más de lo que empresas similares tienen como promedio.

c. El PRA ha fracasado y se ha constituido en una carga tremenda para las Empresas distribuidoras llegando a costarles aproximadamente US$ 0.03 por kWh entregado a los barrios PRA.

d. Sumada a la ambigüedad de normativas vigentes, la intervención de la Superintendencia, especialmente del PROTECOM, no ha sido favorable a agilizar y eficientizar la reducción de fraude y mejora de eficiencia de las distribuidoras.

8. La solución de los problemas del sector depende, primordialmente de una voluntad política. La responsabilidad de apoyar los esfuerzos de las Empresas distribuidoras en la batalla para reducir el fraude, es principalmente de la Superintendencia.

9. El estudio de voluntad de pago muestra que el impacto económico mayor del desorden en el sector eléctrico, cae sobre los consumidores de bajo consumo. El costo de energéticos para una familia típica es 10% de su ingreso mensual, representando esto, casi el doble de lo que se ha notado en otros países similares. Esto debido a la necesidad para consumir cantidades cuantiosas xx xxxxx y kerosén durante los periodos de apagón.

10. La capacidad de pago de usuarios a todo nivel hace innecesaria la subvención de la tarifa eléctrica, siempre y cuando el incremento en la tarifa está enlazada a más horas de energía eléctrica que reduce el gasto que las familias tienen que hacer en otros energéticos.

11. La única manera de atacar los elementos que son la raíz de la crisis, es con un programa integral que combina: 1) un estudio para encontrar la mejor solución para los barrios peri-urbanos (incluyendo los barrios PRA), en el ínterin el gobierno asume la responsabilidad del PRA y el suministra del 100% de la energía a los barrios PRA, 2) pagos directos del gobierno a las empresas generadoras para que estas terminen los apagones, 3) un incremento en la tarifa promedio, 4) re-enfoque de la Superintendencia y PROTECOM, para apoyar la reducción de pérdidas y la mejora de recaudación de las distribuidoras, y 5) una campaña de reducción de pérdidas en las empresas distribuidoras con metas claras y consecuencias enumeradas para incumplimiento. Un programa integral que atiende a estos requerimientos se incluye en el capítulo 7.0 de este informe.

Análisis de Tarifas y Subsidios en el Sector Eléctrico de la República Dominicana

Informe Final

1.0 Antecedentes

El Gobierno del Presidente Xxxxxxxxx ha solicitado a la Agencia de los Estados Unidos de América para el Desarrollo Internacional (USAID) tomar a su cargo una serie de análisis del sector eléctrico. Estos análisis servirán como insumos para el actual Gobierno de la República Dominicana (GORD) en el desarrollo de un Plan de Acción Nacional. El objetivo de este plan es el de encarar los problemas inmediatos en el sector, hasta poder adoptar una estrategia de mayor plazo. A su vez, USAID ha solicitado, a NRECA y otros consultores que lleven a cabo este estudio sobre tarifas y subsidios a fin de identificar los mecanismos necesarios para modificar la actual estructura y así mejorar la viabilidad del sistema. El sistema deberá por lo menos recuperar a corto plazo sus costos de operación, con subsidios que estén proyectados para apoyar metas sociales razonables, pero que sean sostenibles teniendo en cuenta ingresos anticipados para el Gobierno. A largo plazo, el sistema eléctrico tendrá que ser capaz de generar utilidades financieras suficientes para generadores y distribuidores a fin de garantizar un flujo continuo de capital para infraestructura.

Los componentes de este estudio son los siguientes:

Tarea 1: Analizar y Confirmar la Información de la Industria sobre Costos

Esta tarea consiste en un análisis de la información disponible sobre costos reales de generación y distribución dando como resultado observaciones con respecto a su racionalidad.

Tarea 2: Evaluación de Subsidios Existentes y su Impacto

Estabilización (FdE). El subsidio PRA es aplicable a consumidores en zonas donde la infraestructura formal del servicio es prácticamente inexistente o es tan deficiente que requiere de una reconstrucción completa. En estas inmediaciones, generalmente no es posible empadronar consumidores o instalar medidores, y tampoco es posible suministrar un servicio de categoría. El propósito del PRA era brindar un cierto nivel garantizado de servicio en estas inmediaciones, acostumbrando a los residentes a pagar por lo menos algo por el servicio. Tenía el propósito de ser un arreglo sin ganancias ni pérdidas para los servicios. Por otra parte, el FdE fue creado para compensar al servicio por el suministro de energía a tarifas reducidas para consumidores en zonas donde la infraestructura del servicio se encuentra en condiciones relativamente normales, y donde, por lo tanto, es posible instalar medidores de consumo individuales y brindar servicio de alta calidad. En general este subsidio abarca a todo los consumidores bajo los tipos de tarifa BTS1 y BTS2, que cuentan con un contrato de servicio con las distribuidoras. Un tercer subsidio que tiene impacto sobre el sector, es el suministro del combustible diesel a precios reducidos. Además de abastecer a muchos generadores de emergencia, el diesel es utilizado por auto-generadores y en grado limitado por algunas plantas de energía que prestan servicio al sistema interconectado. Esta tarea lleva consigo la cuantificación de los tres subsidios que se proporciona al sector eléctrico.

Tarea 3: Estudio de la Voluntad de Pago

Antes del presente estudio, NRECA realizó dos trabajos relacionados con la voluntad y capacidad de pago, así como evaluaciones de ingresos y gastos domésticos para todo tipo de energía (electricidad, kerosén, velas, baterías, etc.) En el mes xx xxxxx de 2004, NRECA llevó a cabo un estudio en Xxxxxx Xxx, una población peri-urbana en Xxxxx Xxxxxxx, y en las áreas urbanas y rurales en ocho municipios del sudoeste en una zona fronteriza con Haití. NRECA también concluyó un estudio nacional de voluntad de pago en el 2000 en áreas rurales y peri-urbanas a lo largo de todo el país. Para suplementar la información obtenida de estudios anteriores, y a fin de contar con datos muy actualizados, NRECA efectuó estudios adicionales que reflejan el impacto de la crisis actual sobre las actitudes y la economía de los usuarios finales. Debido a lo limitado del tiempo, el área de encuesta fue Xxxxx Xxxxxxx. Se seleccionaron dos universos de muestra: 1) barrios del sector eléctrico convencional y 2) barrios del Programa de Reducción de Apagones (PRA). El propósito del estudio fue el de determinar los patrones actuales de consumo y actitudes de consumidores domésticos y pequeños comerciantes de todos los niveles de ingreso con respecto a los precios y confiabilidad de la electricidad.

Tarea 4: Evaluación de Estructuras Tarifarias y Opciones de Subsidios

La estructura tarifaria del sector eléctrico dominicano se encuentra en etapa de transición. Una estructura tarifaria provisional, denominada Tarifa Indexada, fue negociada en el “Acuerdo de Madrid” , basada en un número de factores incluyendo los resultados de la licitación para la compra del sistema, experiencia de costos y factores políticos. En ese momento, se acordó que la estructura

tarifaria final estaría basada en el diseño de un servicio de distribución económicamente eficiente y en un estudio de definición de esta tarifa, denominada como la Tarifa Técnica que se concluyó en el año 2003. La Tarifa Técnica nunca fue implementada, y el régimen tarifario en vigencia actualmente consiste de modificaciones mensuales de la Tarifa Indexada. Esta tarea trae consigo el análisis de datos de tarifas y consumo y los resultados de los estudios de voluntad de pago a fin de determinar si el régimen tarifario pueda dar como resultado precios que se encuentren dentro de la capacidad de pago de la población, y si no, determinar qué nivel de subsidio se requeriría.

Tarea 5: Evaluaciones xx Xxxxxxxx que Impiden la Reducción de Pérdidas y Mejora en las Recaudaciones

Tarea 6: Plan de Implementación

En un esfuerzo por brindar un insumo inmediatamente efectivo, mientras se reconozcan los diferentes requerimientos de programación para las varias tareas, NRECA entregó secciones en borrador del informe, a medida que ésas fueron concluidas y, en última instancia, se consolidó el trabajo en el presente informe final.

2.0 Análisis de Datos de la Industria

En esta sección se analizan y evalúan los resultados del análisis de los datos de la industria y aquellos normativos sobre costos y utilidades, primero para el sector de generación y luego para el sector de distribución.

2.1 Sector de Generación

El análisis y redacción de un informe del sector de generación fue una contribución del Dr. Xxxxxx Xxxxx, USI Incorporated, bajo contrato directo entre USI Incorporated/AEAI y USAID. En la presente sección, sólo se introduce un resumen del mismo. En el Anexo 1, se presenta el reporte en extenso.

Esta sección del informe analiza la cuestión de cuál es la contribución, si la hubiera, a los problemas en la industria eléctrica dominicana ocasionada por costos y precios en el sub- sector de generación. Este estudio es efectuado mediante análisis de costos de las plantas de generación actual y de los contratos a largo plazo que rigen los precios de su producción. Se incluye en el Anexo 1 de este documento un informe amplio sobre el sector de generación que comprende una descripción del modelo computarizado.

2.1.1 Planta de Generación

Se ha analizado el número de plantas generadoras existentes en el sector del servicio eléctrico desde la perspectiva de costos reales versus costos que deberían ser en operaciones eficientes, tomando en cuenta la tecnología de las plantas y los costos actuales del combustible.

La siguiente Figura es un resumen esquemático de la planta de generación del país, que muestra el tipo unitario versus el costo variable del costo de generación despachada. A dicha información se sobrepone un rango típico de la demanda de capacidad en el sistema.

$0.2000

$0.1800

Existing

$0.1600

$0.1400

Other No. 6 and N.

$0.1200

$0.1000

$0.0800

$0.0600

$0.0400

$0.0200

$0.0000

0.0

500.0

1000.0

1500.0

2000.0

2500.0

3000.0

Fig. 1

NG CC

diesel

No. 6

Turbine

Gas

Coal

Demand

No. 2

U.S.$/kWh

Capacity Dispatched and Marginal Variable Cost

La Figura muestra el costo variable marginal para un nivel dado de despacho – el costo variable del combustible y el no combustible correspondiente a la última unidad despachada según despacho en orden de mérito. Como la Figura indica, el despacho es segregado por combustible y tecnología. Las unidades de carbón tienen el costo variable más bajo, seguidas por las unidades de diesel que utilizan el combustible No. 6, las que son seguidas por unidades No. 6 no combustibles, turbinas de combustión a gas natural, y finalmente por unidades que queman combustible No. 2.

En su mayor parte se muestran claramente los límites de costos entre estos combustibles y tecnologías. Ninguna unidad de carbón tiene un costo variable tan alto como el diesel No. 6 más barato, y, a su vez, el diesel No. 6 más caro es más barato que cualquier unidad No. 6 no combustible. En el extremo superior del rango del costo variable, la unidad No. 2 más barata es más cara que cualquier unidad que utilice algún otro combustible.

La excepción significativa ante estos límites agudamente trazados es la correspondiente al gas natural de ciclo combinado (GNCC) 285 MW xx Xxxxxx AES, el que se encuentra dentro del rango de costo variable para unidades de diesel No. 6, aunque cerca al extremo superior de ese rango.

El costo real de generación no afecta directamente en el precio cobrado a las distribuidoras, más bien el precio se basa en cálculos determinados en contratos elaborados según el Acuerdo de Madrid, como se menciona en la siguiente sección. Sin ahondar en detalles, se puede afirmar aquí que los contratos ciertamente proporcionan un

sólido incentivo para minimizar el costo de generación. Si bien estos incentivos no constituyen una garantía de decisiones operativas prudentes, parece improbable que exista oportunidad para reducir el costo de generación de energía con la planta generadora existente y bajo las actuales condiciones.

Esas condiciones incluyen notablemente los problemas financieros actuales de las compañías, y el agudo problema de no pago o pago incompleto de los cargos contractuales que son la principal fuente de dichos problemas. La falta de pago es probable que incremente el costo de generación de energía de tres maneras: Primera, puede que no se encuentren disponibles unidades de costos más bajos porque sus propietarios no pueden comprar combustible. Segunda, puede que la incertidumbre financiera haga que sea difícil o imposible para las compañías generadoras celebrar contratos a largo plazo para la compra de combustible, forzándolas a comprarlo en el Mercado “spot”. Tercera, por lo general, las compañías reaccionan ante restricciones financieras evitando o retrasando actividades de mantenimiento rutinario. Con el tiempo, esto puede resultar en una capacidad reducida, tasa calórica incrementada, o ambas.

Al regularizar los pagos a las generadoras – y proporcionando la seguridad de que éstos continuarían regularizados en el futuro – probablemente daría como resultado una reducción en los costos de generación, aunque la magnitud de la reducción aparentemente sería pequeña.

Reducciones significativas en los costos de generación serían solamente obtenidas mediante una caída importante en el precio de los combustibles consumidos por las unidades de generación existentes, o mediante el reemplazo de esas unidades en su integridad o en parte, por generación de base nueva que utiliza carbón. Esto último es un acontecimiento altamente improbable dada la inestabilidad financiera del sector.

2.1.2 Contratos a Largo Plazo

Si bien los costos de generación parecen estar más o menos en línea con lo que se esperaba dada la tecnología en el sector, los costos en realidad no determinan directamente el precio cobrado por las generadoras a las distribuidoras. Mas bien, los precios finales son determinados por cálculos que se encuentran en los contratos a largo plazo que rigen el sector. Probablemente, las negociaciones que dieron como resultado los términos de los contratos fueron influenciadas por suposiciones relacionadas a esos costos, pero una vez concluidas las negociaciones y firmado el contrato, los costos reales de las generadoras pasaron a segundo plano en relación a los cálculos del contrato.

La mayoría de los contratos según los cuales las empresas distribuidoras compran la mayor parte de su energía fueron negociados por parte de Madrid en el año 2001. El contrato que rige la venta de energía de la unidad de GNCC xx Xxxxxx XXX fue firmado en 2002, pero sigue el mismo patrón del Acuerdo Madrid.

Los contratos Madrid varían en detalles, aunque la estructura con respecto a los términos de precios es similar. El precio establecido por los contratos consiste de tres componentes:

▪ Coste de capacidad que se basa en la capacidad cubierta por el contrato, indexado al CPI, limitado a un máximo de dos por ciento por año.

▪ Coste de energía que se basa en el monto de energía entregada al comprador, indexada al CPI, pero sin un límite de 2% anual, y

▪ Componente combustible del coste de energía, ajustado en base al precio publicado de un combustible de referencia.

Todos estos contratos a largo plazo se supone que deben rendir ingresos que sean iguales a los costos variables y fijos de operación más un margen que es la fuente de las utilidades de la generadora. En un mercado competitivo de inversión, esas utilidades deben competir contra ganancias de otras oportunidades de inversión. Los contratos también incluyen en forma típica una cláusula de ajuste del combustible. El propósito de esta cláusula es el de separar las utilidades de la compañía de los cambios en el costo del combustible. La cláusula causa este efecto mediante el ajuste del precio del contrato para reflejar cambios en ese costo, y así traspasar el riesgo de los cambios en el costo de los combustibles de la compañía generadora a la compañía distribuidora y, en última instancia, a los usuarios de las distribuidoras.

Ganancia de la Generadora según Contratos Madrid

Se analizó las utilidades para las generadoras en 2002, el año subsiguiente a los contratos Madrid. El análisis sería aplicable a las utilidades actuales de las compañías, si fuera que el componente combustible de los contratos funcionaría en forma confiable como una cláusula de ajuste del combustible, separando las utilidades de la compañía del efecto de cambios en los costos del combustible. Sin embargo, considerando que la cláusula de ajuste del combustible no funciona de esa manera (como se explica en la siguiente sección), elegimos un período de análisis tan próximo a la elaboración de los contratos (incluyendo suposiciones de costo) como fue posible.

Las utilidades pre-impuestos fueron analizadas como un rédito porcentual sobre la inversión de los accionistas, incluyendo ganancias acumuladas. El cálculo se muestra resumido en la siguiente tabla para Haina y para un agregado de las otras generadoras, excluyendo a Seaboard. Esta última fue excluida porque vende energía en el Mercado “spot” y directamente a los usuarios finales, y no según contratos a largo plazo de Madrid. Haina está separada porque presentó sus datos financieros en moneda de los Estados Unidos mientras que las otras compañías lo hicieron en moneda dominicana.

Utilidades Estimadas Pre-Impuestos de las Compañías Generadoras (2002)

Haina ($US) Otras Empresas (RD$)

Inversión de Accionistas

Utilidades Pre-Impuestos, 2002

Utilidad Pre-Impuestos

$273,906,287

$7,786,836,986

$19,081,386

6.73%

$524,132,349

6.97%

Dada la falta de disponibilidad de información detallada de calidad, los resultados no son un cálculo preciso de las utilidades pre-impuestos ganadas por las compañías generadoras en 2002. Sin embargo, una utilidad antes del impuesto de dos o aún tres veces el nivel que se muestra en la tabla no hubiera sido excesivo. Esto sugiere que los contratos Madrid inicialmente no produjeron utilidades excesivas. Sin embargo, desde el año 2002, un problema identificado con la cláusula de ajuste del combustible puede que haya contribuido a obtener utilidades más altas de las esperadas, dado que este período ha sido uno en que se han producido alzas en los precios del combustible y que la cláusula da como resultado utilidades más altas con precios del combustible más altos.

Problema con la Cláusula de Ajuste del Combustible

En los contratos Madrid, el precio de referencia para el combustible no es utilizado directamente en el cálculo de la cláusula de ajuste del combustible. Mas bien, es utilizado para calcular una relación (ratio) que luego es multiplicada por el componente de combustible inicial del costo de energía. El propósito de la fórmula es el de subir y bajar con los costos reales de combustible de la generadora, aunque evidentemente no logra su propósito en algunos, tal vez en la mayoría, de los contratos Madrid. En otras palabras, el componente no aísla las utilidades de la generadora de los cambios en los costos del combustible. Por el contrario, entre los contratos examinados, los componentes de combustible de los contratos de La Xxxxxxxx e Itabo aparentemente dan como resultado cambios en los precios que son mayores que los cambios en los costos de combustible de la generadora. En el contexto de caída de precios de combustible, los componentes reducirían las utilidades de la generadora; en el actual contexto de alza en el precio de los combustibles (es el caso desde 2002), aumentan las utilidades.

Este funcionamiento defectuoso de la cláusula parece ser real aun para el contrato Xxxxxx XXX, pero bajo ese contrato la diferencia entre el componente de combustible y el costo real del combustible de la generadora es pequeña – para el período analizado, un promedio de unos $0.0025/kWh, o un seis por ciento del costo real del combustible. Sin embargo, en el contrato de La Xxxxxxxx, la diferencia es de aproximadamente un centavo ($US 0.01), y en el contrato de Itabo la diferencia llega a dos centavos ($US 0.02) para el mes de Julio de 2004, una diferencia que es tan grande como el total del costo real del combustible.

Como resultado, para los contratos de La Xxxxxxxx e Xxxxx, y presumiblemente también para por lo menos algunos de los otros contratos Madrid, las utilidades de la compañía generadora son significativamente afectadas por cambios en el costo del combustible.

2.1.3 Conclusiones

Con base en el análisis, tanto de costos de las plantas de generación existentes y los contratos vigentes, la conclusión general concerniente al sub-sector de generación es que,

aunque existen algunas áreas para mejoras, este sub-sector no esta sobre-cobrando significativamente y no es el problema central del sector eléctrico.

Específicamente, con respecto a las unidades de generación existentes:

• Dadas las plantas existentes, el costo de generación probablemente no se pueda reducir significativamente, especialmente con las restricciones financieras impuestas por la falta de pagos regulares y completos de las distribuidoras;

• Con pagos regulares y completos algunas reducciones menores de costos podrían probablemente ser posibles;

• La única manera de lograr reducciones significativas en el costo de generación sería mediante la adición de generación base que utiliza carbón;

• A la vez que sus costos variables son bajos, la inversión requerida para plantas a base de carbón es alta y no es probable que se realice debido a:

o la historia de inestabilidad financiera en el sector de generación dominicano, y

o el exceso de generación actual por encima de la demanda.

Específicamente concerniente a los contratos a largo plazo:

• Los contratos generalmente crearon fuertes incentivos para que los generadores minimicen el costo de generación;

• Hay un problema estructural respecto a la manera en la cual se calcula el componente de costo de combustible del combustible No. 6, creando utilidades más elevadas para el generador cuando suben los precios de combustible y utilidades más reducidas cuando los precios caen. Esto se debería solucionar para crear un mecanismo que permita pasar los costos de combustible al cliente sin incrementar o reducir las utilidades del generador; y

• Con la posible excepción del problema mencionado anteriormente, es dudoso que los contratos a largo plazo producirían ganancias excesivas aun si se estarían pagando en su totalidad a los generadores los montos acorde a los términos de los contratos.

2.2 Sector de Distribución

2.2.1 Metodología

Antes de obtener la información, fue necesario determinar un período de análisis. Idealmente, el análisis de costos se lleva a cabo durante un período en el cual no existen eventos únicos que podrían distorsionar los costos o las utilidades, aunque en la práctica esto casi nunca es posible. Como mínimo es necesario que cualquier evento único sea identificado y que sus impactos sobre utilidades y costos sean mensurables, de tal manera que sus efectos puedan ser compensados en el análisis. Normalmente, es también deseable llevar a cabo un análisis de costos sobre un período de un año a fin de eliminar

las distorsiones que se puedan introducir debido a variaciones estaciónales en el consumo e ingresos.

En el caso del sector eléctrico dominicano, es virtualmente imposible definir un período de un año que satisfaga los criterios de análisis normales de costos. Durante los últimos 18 meses, el tema definitorio se ha traducido en una serie de eventos de crisis dando como resultado significativas reducciones en el servicio. Por ejemplo, el Fondo de Estabilización (FdE) fue introducido en marzo de 2003, ocasionando un importante cambio en las tarifas. El período de julio a septiembre de 2003 se caracterizó por disputas entre el gobierno y los accionistas privados, lo que dio como resultado un racionamiento extenso del servicio eléctrico además de inquietud pública en las áreas administradas por Unión Fenosa. Octubre y noviembre de 2003 se caracterizaron por reajustes operativos en EdeSur y EdeNorte inmediatamente después de la salida del operador Unión Fenosa. Diciembre es un mes de fiestas en casi todo el mundo, por lo que es atípico y, por lo tanto, inadecuado para considerarlo como una parte principal de cualquier período de análisis de costo/utilidad. A consecuencia de estas anomalías aparentemente continuas, el período entre enero y mayo de 2004 fue escogido como el período de análisis de costo/utilidad. Se puede decir que durante este período, EdeSur y EdeNorte se han estabilizado como entidades estatales, y no hubo serias dificultades gubernamentales o industriales.

Sin embargo, el período escogido no se encuentra libre de dificultades. En marzo, la rápida devaluación del peso en relación al dólar alcanzó su máximo grado, ocasionando considerables dificultades en la indexación de tarifas de generación y distribución.

Asimismo, el Organismo Coordinador (OC) calcula que la energía no servida durante este período llegó a 25 por ciento de demanda, que es una figura significativa comparada con aproximadamente 15 por ciento para el 2003. No obstante, comenzando en junio, la energía no servida subió hasta 36 por ciento, un nivel desde el que recién ha empezado a retroceder. Por lo tanto, aunque se escogió el xxxxxxx xxxxx-xxxx, 0000 como el más representativo período de tiempo reciente, se decidió que cualquier intento para ajustar la información sobre ventas o costos a fin de explicar las anomalías, rápidamente convertiría el análisis en un ejercicio académico. Así, a pesar de los disturbios que existieron durante este período, se decidió utilizar los datos “tal-como-son” (“as-is”), es decir sin intentar compensar por las ventas reducidas debidas al racionamiento o desbarajuste en los ingresos debido a fluctuaciones en el tipo de cambio.

Una vez determinado el período de estudio, se solicitó a SIE datos sobre costos de distribución de EdeSur, EdeNorte y EdeEste. Debido a que SIE no regula tarifas en base al costo, pero sí en base a una tarifa indexada, fue difícil obtener datos sobre costos y los que se obtuvieron tuvieron que ser cuidadosamente analizados con respecto a su calidad. Los datos referentes a costos de operación fueron finalmente obtenidos de un informe preparado por SIE sobre flujo de efectivo como un medio de reconciliar deudas entre sectores. El balance más reciente que se pudo obtener correspondía al año 2002 y los cambios en el valor de los activos fueron estimados de los gastos de capital reportados en el informe de flujo de efectivo. Por lo tanto, la información sobre costos permanece pendiente, área en la que es necesario efectuar mayor verificación de datos.

Los datos sobre ventas fueron obtenidos de los informes utilizados para generar las resoluciones que autorizan pagos bajo el FdE. En un esfuerzo para verificar la calidad de esta información, se analizó las bases de datos presentadas por las distribuidoras, habiendo detectado una serie de anomalías. Habían discos CDs ilegibles y CDs en blanco, y parece que el diseño de la misma base de datos cambia de un mes al otro.

Diferencias en títulos de las columnas y diferente ordenamiento de encabezamientos de columnas dieron como resultado que el desarrollo de averiguaciones normales se torne muy difícil. Otro problema adicional se refiere a aparentes errores computacionales en algunas de las fórmulas, como se comprobó por cosas tales como consumo negativo para, en algunos casos, varios miles de consumidores. Dados estos errores obvios, es muy probable de que existan un número significativo de más errores sutiles en las bases de datos. El equipo de estudio procesó la información de las bases de datos hasta donde fue posible considerando el corto tiempo disponible y la corrección de los errores más obvios. Como algunos de los errores contrarrestaban a otros en el análisis de los datos, el efecto general de los errores de datos no fue mayor, aunque es imprescindible tomar en consideración la preparación de formatos estándar de informes y esquemas de validación de datos automatizados.

La información sobre compras de energía fue obtenida de la oficina xxx Xxxxxxx Mayorista de SIE, y la información sobre tasas calóricas y costos de combustibles fue obtenida de los informes del OC. No se descubrieron errores significativos en esta información, aunque se detectó una anomalía de datos en la información sobre energía “spot”. Parece que las ventas de energía “spot” son reportadas por el vendedor en términos financieros, y no físicos como ser, kW y kWh. Como no era el propósito de este estudio analizar las transacciones xxx Xxxxxxx “spot”, esta anomalía fue resuelta utilizando una técnica de promedios, pero sería conveniente reportar las ventas en términos físicos y financieros.

La información sobre tarifas fue obtenida de las resoluciones mensuales de SIE, pero aquí también suscitaron problemas que demoraron el análisis. Todas las decisiones de SIE, incluyendo notificaciones de disposiciones sobre tarifas, son formalizadas mediante resoluciones. SIE no publica sus resoluciones en su página web, y el OC, que sí lo hace, no publica todas. Esto hace que sea necesario obtener copias de algunas resoluciones solicitándolas directamente al personal de SIE. El personal ha sido muy cooperativo al respaldar este estudio, pero sería conveniente contar con un procedimiento de publicación más formal.

2.2.2 Análisis de Estados Operativos

En la Tabla 2-1 se muestran los estados consolidados de operación para las tres compañías de distribución por el período enero x xxxx de 2004.

Tabla 2-1: Estado de Operaciones Enero-Mayo, 2004
ID	Partida	EdeSur	EdeNorte	EdeEste
	Compras y Ventas de Energía
1	Compras de Energía kWh	1,340,951,073	1,189,780,090	1,207,321,187
2	Costo Promedio de Compra US$/kWh	$0.083	$0.082	$0.096
3	kWh Facturados a Clientes Finales	717,298,868	539,532,785	705,538,023
4	kWh Entrega x Xxxxxxx PRA	158,570,000	66,020,000	235,880,000
5	Pérdidas % (fuera de PRA)	39%	52%	27%
	Facturación y Recaudación Clientes Finales
6	Valor Facturado $RD Clientes Finales	4,814,771,579	3,174,490,276	3,826,636,659
7	Valor Recaudado $RD Clientes Finales	3,594,683,712	2,295,266,912	2,609,850,293
8	Efficiencia Recaudación %	75%	72%	68%
9	Tarifa de los Clientes Finales US$/kWh	$0.142	$0.124	$0.115
10	Pagos Fondo Compensación	1,128,902,381	629,073,446	331,516,250
11	Tarifa Efectiva Clientes Finales US$/kWh	$0.175	$0.148	$0.127
12	Tarifa Indexada Clientes Finales US$/kWh	$0.161	$0.152	$0.140
	Recaudación Barrios PRA
13	Recaudación de Usuarios PRA	8,759,900	6,721,500	54,923,027
14	Subvención Gobierno PRA	467,619,035	198,030,017	564,010,517
15	Tarifa Efectivo PRA US$/kWh	$0.065	$0.066	$0.054
16	Total Recaudación	5,199,965,027	3,129,091,875	3,560,300,087
17	Tarifa Recaudada US$/kWh	$0.153	$0.122	$0.107
	Costos del Ejercicio
	Costo de Energía
18	CDEEE	1,841,925,908	1,541,538,788	564,010,517
19	Otros Proveedores	3,411,821,809	3,207,162,844	4,923,639,298
20	Costos de Operación	1,872,707,520	1,406,918,480	428,427,041
21	Costo Operación US$/kWh Facturado	$0.055	$0.055	$0.013
22	Depreciación	92,161,960	80,646,502	60,551,130
23	Costo Total	7,218,617,197	6,236,266,614	5,976,627,986
24	Costo Unitario US$/kWh Facturado	$0.213	$0.244	$0.179
25	Resultado Neto del Ejercicio $RD	(2,018,652,170)	(3,107,174,738)	(2,416,327,899)
26	Resultado Neto Anualizado US$	($102,313,845)	($157,484,781)	($122,469,736)

Las observaciones más significativas que se pueden hacer en esta Tabla son las siguientes:

Energía Comprada

La cantidad de energía comprada por cada una de las tres compañías se muestra en la Línea 1. Las cantidades indicadas son sustancialmente iguales, que es una prueba de que las tres compañías continúan esencialmente siendo del mismo tamaño. La base de consumidores de las tres es bastante diferente, por lo tanto, el hecho de que las tres

tengan similares requerimientos de energía, no significa necesariamente que su desempeño financiero sea el mismo.

La Línea 2 muestra el precio promedio por kWh de energía comprada. EdeSur y EdeNorte tienen esencialmente el mismo costo de energía comprada mientras que el costo de EdeEste es aproximadamente $US0.096/kWh, más o menos 18 por ciento más alto. Esta es una diferencia significativa y se debe al hecho de que EdeEste compra una porción significativa de su energía de Dominican Power Partners (DPP), una planta de propiedad exclusiva de AES. En realidad, EdeEste es el único cliente de Energía DPP durante este período, sea por contrato o por ventas “spot”. El costo unitario de demanda de DPP está 45% sobre el xxx xxxxxxx, y el costo de energía varía de 25% a 45% sobre el mercado durante este período. XXX es también propietaria de AES Dominicana, el agente operador para XxxXxxx, y esto por sí mismo, pone en duda la idoneidad del contrato de venta de energía de DPP a EdeEste a un precio por sobre el xxx xxxxxxx.

Esto es especialmente cierto cuando uno observa que la producción mucho más eficiente de la planta AES Xxxxxx parece que se vende principalmente en el mercado “spot”.

Sin embargo, hablando estrictamente sobre la compra de energía por EdeEste a un costo sobre el Mercado, no tiene efecto alguno sobre los que pagan las tarifas, ya que la tarifa es elaborada sobre la base de una formula de indexación y no toma en cuenta el costo real de la energía comprada. Por lo tanto, el efecto a corto plazo es simplemente una reducción en las ganancias netas de EdeEste. Sin embargo, permanece el hecho de que tales compras afectan a largo plazo la viabilidad de EdeEste como empresa eléctrica, lo que ciertamente afectará la calidad del servicio prestado a sus consumidores. Por lo tanto, es incumbencia de SIE analizar este asunto.

Ventas de Energía a los Consumidores

En la Línea 3 se muestra las ventas de energía a los clientes finales y la energía entregada a las poblaciones cubiertas por el Programa Nacional de Reducción de Apagones (PRA) se muestra en la Línea 4. Las pérdidas por ventas a los consumidores finales están en la Línea 5. Para propósitos de cálculo de pérdidas, se han excluido las entregas a las poblaciones de PRA, tanto las correspondientes a compras como a ventas. De esta manera, la cifra que indica pérdidas solamente refleja aquellas pérdidas que ocurren en las poblaciones en las que existe un sistema formal de energía que permite técnicas estándar para medición y facturación (zonas NO-PRA).

Las pérdidas de energía para las tres distribuidoras son excesivas, aunque existe diferencia significativa entre las tres entidades. Las pérdidas para EdeSur exceden el 35 por ciento, para EdeNorte exceden 50 por ciento, mientras que las pérdidas para EdeEste son altas, pero en comparación más modestas, ya que están en el orden del 27 por ciento. Las investigaciones que condujeron al desarrollo de la tarifa técnica determinaron que las pérdidas puramente técnicas en los sistemas de las tres empresas no excedieron de 10 por ciento. Por lo tanto, queda claro que existen pérdidas considerables no-técnicas en las tres distribuidoras. Dichas pérdidas se encuentran claramente fuera de control en EdeSur, y EdeNorte, mientras que XxxXxxx está realizando un mejor trabajo para minimizarlas.

Recaudaciones de Usuarios

Las Líneas 6, 7, y 8 muestran respectivamente los montos facturados y recaudados de los usuarios y la proporción de fondos recaudados / facturados para cada una de las empresas de distribución. La relación de recaudación (montos recaudados divididos entre el monto facturado) para las tres compañías (Línea 8) es aproximadamente de 70 a 75 por ciento.

Se identificaron varias barreras que complican la tarea de control y reducción de las pérdidas no-técnicas, ver el capítulo 6, pero es difícil comprender cómo, una vez que se ha medido y facturado, no se recauden los pagos. Los estudios que condujeron a la tarifa técnica estimaron un nivel razonable de facturas no recaudadas de uno por ciento (ej. Una relación de recaudación de 99 por ciento) y aunque 99% puede ser difícil de lograr en la práctica, no queda duda de que 70 a 75 por ciento no es un nivel razonable.

Pagos para el Fondo de Estabilización

Los pagos reales hechos sobre los montos debidos bajo el FdE se muestran en la Línea

10. Quizás más importante que los pagos recibidos, es la relación entre pagos autorizados y pagos recibidos, lo que se muestra en la siguiente Tabla 2-2-2.

Tabla 2-2-2: Pagos por el Fondo de Estabilización $RD
Mes	EdeSur		EdeNorte		EdeEste
Bal. 1/1	44,725,842		45,708		678,642,932
Pago	Ganado	Pagado	Ganado	Pagado	Ganado	Pagado
Enero	208,395,269	27,384,000	187,754,476	34,749,767	218,387,396	0
Febrero	96,649,598	322,455,823	98,439,519	286,255,373	113,998,558	331,516,250
Marzo	148,470,951	147,562,558	160,338,607	184,068,307	187,484,254	0
Abril	137,549,362	81,000,000	157,535,327	81,000,000	179,885,736	0
Mayo	125,661,348	550,500,000	146,473,358	43,000,000	165,680,934	0
Total	716,726,528	1,128,902,381	750,541,287	629,073,446	865,436,878	331,516,250
Bal. 6/1	(367,450,011)		121,513,548		1,212,563,560
Bal. USD	($7,704,970)		$2,547,988		$25,425,950

Nota: Pagos ganados son aquellos adeudados sobre el consumo del mes dado

Los datos indican que los pagos totales a las tres distribuidoras durante el período fueron menores que los montos adeudados por el gobierno en una suma de aproximadamente

$US5.1 millones. Además, en vez de ser entregados regularmente, los pagos de FdE fueron irregulares y no fueron distribuidos en forma equitativa. El resultado al final del período es que EdeSur recibió un sobrepago por un total de $US7.7 millones, mientras que EdeNorte y EdeEste recibieron pagos incompletos. El monto del pago incompleto a EdeNorte es de $US2.5 millones o solamente un cuatro por ciento de sus ventas durante el período, pero el saldo adeudado a EdeEste ha aumentado a la sorprendente suma de

$US25.4 millones, o casi igual a 32 por ciento de sus ventas totales durante el período. Se puede sospechar que esta distorsión en la entrega de pagos es motivada políticamente debido a que EdeSur y EdeNorte son propiedad del estado, y si esto fuese probado, constituye una desventaja oculta significativa en la existencia del FdE.

La Línea 11 indica la tarifa efectiva por ventas a usuarios finales, incluyendo el ingreso por subvención del FdE. Esta suma deberá ser igual a la recuperación anticipada de la Tarifa Indexada (Línea 12), ya que el FdE tiene sólo el propósito de dividir los costos de

la Tarifa Indexada entre el gobierno y los usuarios. En el caso de EdeSur, la tarifa efectiva está por sobre $0.17/kWh (comparada con la tarifa indexada de $0.16/kWh); un resultado de los sobrepagos de FdE mencionados más arriba. Por la misma razón, el hecho de que la tarifa efectiva de EdeEste sea de $0.013/kWh menos que la tarifa indexada, es el resultado de los pagos incompletos a cargo de FdE.

Es interesante observar la diferencia en la tarifa indexada efectiva entre las tres distribuidoras. El hecho de que EdeSur puede esperar una tarifa de $US0.16/kWh, mientras que EdeEste puede esperar solamente $US0.14/kWh ($0.02/kWh menos), es una indicación de las diferencias en la estructura de los usuarios entre las dos áreas de servicio. EdeEste simplemente tiene más usuarios pequeños que EdeSur, o poniéndolo de otra manera, EdeSur es un área de servicio más lucrativa. Es también una indicación de que una tarifa uniforme entre las tres distribuidoras no es una buena idea ya que es probable que el costo unitario eficiente de manejar EdeSur sea menor que el que le corresponde a EdeEste. Tratar de forzar a EdeEste a aceptar el mismo régimen tarifario que el de EdeSur, dejaría a EdeEste como el hijastro pobre para siempre, mientras EdeSur generaría ganancias.

Efectos del PRA

Las Líneas 13, 14, y 15 muestran respectivamente los montos recaudados de las poblaciones del PRA, el monto del subsidio pagado por el gobierno a la compañía distribuidora por suministrar el servicio, y la “tarifa” efectiva recaudada por la compañía distribuidora por suministrar energía al PRA. Como se mencionó, las poblaciones del PRA son aquellas donde la infraestructura eléctrica existente es tan deficiente que no cuentan con contrato ni servicios formales. Las facturas por lo tanto se basan en tasas fijas determinadas por un censo de electrodomésticos en una casa al azar y son impuestas por la distribuidora. El gobierno paga un 75 por ciento de la energía entregada a las poblaciones del PRA, aunque el pago no es en efectivo pero sí es en forma de un descuento sobre la cantidad de energía facturada por CDEEE.

Comparando los montos recaudados de las poblaciones, en la Línea 13, es aparente que una vez más existen diferencias significativas entre EdeSur/EdeNorte y EdeEste, ya que EdeEste recauda sumas significativamente mayores que cualquiera de las otras. La importancia de esta diferencia para el desempeño total financiero de la compañía es mínima, ya que la suma recaudada es apenas 10 por ciento del monto del subsidio del gobierno. Un problema adicional para EdeEste es que los montos adeudados por el gobierno en forma de subsidio para el PRA exceden de la facturación por energía comprada de CDEE. Esto significa que la diferencia neta debería ser adeudada en efectivo por el gobierno para EdeEste, pero no existe registro alguno como prueba de que este pago haya sido efectuado.

La Línea 15 muestra los resultados del ejercicio del PRA en términos del monto recaudado por las distribuidoras como una tarifa equivalente. En los tres casos, la tarifa equivalente es menor que el costo de la energía comprada para la distribuidora, a pesar de las sumas recaudadas de las poblaciones y el subsidio. El monto del déficit fluctúa de

$0.016/kWh (EdeNorte) a $US0.042/kWh (EdeEste). El monto absoluto de la pérdida

durante el período de análisis es de $US1.1 millones para EdeNorte, $US2.8 millones para EdeSur y casi $US10 millones para EdeEste. La pérdida total anualizada debida al suministro de servicio al PRA es de unos $US33 millones por año, constituyéndose en una carga para las distribuidoras.

Costos Operativos

La Línea 20 muestra el costo de operación de la compañía distribuidora, incluyendo salarios, mantenimiento y materiales de operación. La Línea 21 expresa los valores de la Línea 20 como costos unitarios, o costos por kWh facturados, y la Línea 22 muestra la depreciación de los activos de la planta. Una vez más, existe una diferencia significativa en el desempeño de las tres empresas distribuidoras, esta vez en los costos operativos de la unidad, con costos para EdeSur y EdeNorte que promedian $US0.055/kWh. Tal vez más interesante que los números de promedios es la evolución de los costos de operación durante el período, como se muestra en las siguientes Figuras 2-2-1 y 2-2-2:

Figura 2-2-1: Costos Operativos de las Empresas Distribuidoras

Costos Operativos ($US/Mes)

$16,000,000

$14,000,000

$12,000,000

$10,000,000

$8,000,000

$6,000,000

$4,000,000

$2,000,000

Enero

Feb

Xxx

Xxxxx

Xxxx

EdeNorte EdeSur

EdeEste

Figura 2-2-2: Costos Operativos por Unidad

Costos Operativos por Unidad ($US/kWh)

$0.100

$0.090

$0.080

$0.070

$0.060

$0.050

$0.040

$0.030

$0.020

$0.010

$0.000

Enero

Feb

Xxx

Xxxxx

Xxxx

EdeNorte

EdeSur EdeEste

En estas dos Figuras se puede ver claramente que no solamente son altos los costos promedio para EdeSur y EdeNorte, sino que esos costos se incrementaron considerablemente durante el período de observación, tanto en términos absolutos como por unidad. Los costos x xxxx para EdeSur alcanzaron a $US13 millones y

$US0.088/kWh, subiendo desde $US4 millones y $0.03/kWh en enero. Por el contrario, los costos de operación para EdeEste permanecieron estables en aproximadamente $2 millones por mes y $US0.013/kWh durante el mismo período. Como punto de referencia, las computaciones que condujeron a la elaboración de la tarifa técnica a principios de 2003, determinaron que los costos de operación deberían estar en el rango de $US0.025/kWh. De este modo, los costos de EdeSur y EdeNorte en enero estuvieron ligeramente por sobre la norma, mientras que los costos para EdeEste estuvieron y permanecen considerablemente bajos. El hecho de que los costos de operación de EdeEste son menos del 50 por ciento de la norma identificada, no es necesariamente bueno, ya que más bien es una indicación de una compañía bajo considerable “stress” de flujo de efectivo y, por lo tanto, no está satisfaciendo sus obligaciones en cuanto a actividades prudentes de mantenimiento. Si este fuera el caso, está ciertamente respaldado por las observaciones anteriores del sesgo en los pagos bajo FdE y PRA, lo que solamente puede haber dejado a EdeEste privado de efectivo. Por la misma razón, dado su explosivo incremento y la absoluta falta de consecuente mejora en el cuadro de pérdidas y recaudaciones, es difícil de comprender cómo podrían ser considerados como prudentes los incrementos en los costos de operación para EdeSur y EdeNorte.

Costos Totales

La Línea 23 muestra los costos totales del servicio eléctrico para las tres empresas distribuidoras durante el período, y la Línea 24 muestra el costo unitario, o el costo en

$US/kWh facturado. Este valor deberá ser comparado con el ingreso unitario por recaudaciones, en $US/kWh facturado en la Línea 17 para mostrar el nivel de pérdida por kWh. En efecto, la cifra en la Línea 24 constituye la tarifa promedio necesaria para el punto de equilibrio en el funcionamiento del servicio bajo condiciones actuales de pérdidas y recaudaciones. Este valor varía de $US0.179/kWh para EdeEste, a

$US0.244/kWh para EdeNorte.

Pérdidas Financieras Totales

La Línea 26 de la Tabla muestra que durante el período de análisis EdeSur perdió dinero a una tasa anual de un poco más de $US100 millones, EdeNorte a una tasa de más de

$US157 millones, y EdeEste a una tasa de más de $US122 millones, lo cual suma

$US382 millones en pérdidas anualizadas totales para las tres empresas distribuidoras. Por el hecho que 83 por ciento del capital de estas tres compañías es propiedad del gobierno, esto significa que el gobierno de la República Dominicana tendrá que absorber una pérdida anualizada de $US317 millones, además de los pagos de subsidios para el PRA y el FdE. En realidad, la parte de las pérdidas totales de las tres compañías de distribución que le corresponde al gobierno es considerablemente mayor que la obligación de casi $US175 millones anuales del PRA y el FdE.

2.2.3 Estado de Operación Corregido

Dadas las anomalías descubiertas en el análisis de los costos reales como se presentan en el estado de operación, se decidió elaborar un estado de operación que corrigió algunos de los problemas más extraordinarios, de la siguiente manera:

1. Se corrigieron los pagos para el FdE a fin de reflejar obligaciones reales contraídas.

2. Las obligaciones del PRA fueron asumidas como plenamente satisfechas en el caso de EdeESte.

3. Los costos operativos para EdeSur y EdeNorte fueron reducidos a $US0.03/kWh, que era su nivel en el inicio del período.

4. No se asumieron cambios en pérdidas o recaudaciones.

Este análisis indica qué debería haber estado ocurriendo durante el período de observación sin ningún cambio en las condiciones de pérdida y recaudaciones, si el gobierno hubiera cumplido con sus compromisos y si los costos operativos para EdeSur y EdeNorte hubieran estado más en línea con las normas. Los resultados de este análisis se muestran en forma resumida en la Tabla 2-2-3 a continuación.

Tabla 2-2-3: Estado de Operaciones, Enero-Mayo, 2004
ID	Partida Total Recaudación Tarifa Recaudada US$/kWh Costo Total Costo Unitario US$/kWh Facturado Resultado Neto del Ejercicio $RD Resultado Neto Anualizado US$	EdeSur	EdeNorte	EdeEste
16		4,787,789,175	3,250,559,716	4,232,572,786
		$0.141	$0.127	$0.127
22		6,364,875,757	5,595,786,827	5,976,627,986
23		$0.187	$0.219	$0.179
24		(1,577,086,582)	(2,345,227,111)	(1,744,055,200)
25		($79,933,430)	($118,866,047)	($88,396,107)

Esta Tabla muestra, como se esperaba, que los ajustes en los pagos por FdE han reducido las recaudaciones para EdeSur, pero las han incrementado para EdeNorte y EdeEste. Las reducciones en los costos operativos para EdeSur y para EdeNorte han mejorado la posición financiera de ambas, así como han incrementado los ingresos para EdeEste. En total, las tres distribuidoras aún pierden dinero, pero la tasa anual de pérdidas se ha reducido de $US382 millones a $US287 millones, o sea un 25 por ciento. Se ha logrado este resultado mediante la inversión de un pago adicional de $US12 millones por año proveniente de FdE, y otros $US 10 millones por año en pagos a EdeEste por insuficiencias en el subsidio del PRA. Reducciones en los costos operativos imprudentes en EdeSur y EdeNorte completa el resto.

2.2.4 Efecto de las Mejoras de Eficiencia

En un esfuerzo para analizar lo que sería requerido en el tema de reducción de pérdidas y mejora en las recaudaciones a fin de producir un punto de equilibrio para las empresas

distribuidoras, se ha preparado un estado corregido de operaciones, de enero x xxxx, utilizando las siguientes hipótesis:

1. Tarifas como originalmente fueron ordenadas durante el período.

2. Pagos de FdE corregidos para mantener el equivalente de la Tarifa Indexada para consumo facturado.

3. Se considera que el PRA ha sido retirado de las responsabilidades de las distribuidoras y transferido directamente al gobierno. Las ventas por CDEEE a las distribuidoras son reducidas por la cantidad de entregas a las poblaciones del PRA. En el caso de XxxXxxx, considerando que las entregas a las poblaciones del PRA excedieron de la cantidad vendida a EdeEste por CDEEE. Se ha asumido una reducción proporcional en las entregas de otras fuentes por la diferencia.

4. Los costos operativos para EdeSur y EdeNorte son fijos en los niveles determinados por el análisis en la Sección 2.2.3.

5. La eficiencia en pérdidas y recaudaciones es ajustada para encontrar el punto de equilibrio, ej. una situación en la cual las distribuidoras tiene cero de margen de utilidades. Esta no es una condición sostenible a largo plazo, pero, dada la actual condición sería un objetivo deseable como primer paso.

La siguiente Tabla 2-2-4 muestra el estado operativo tomando en cuenta estas hipótesis:

Tabla 2-2-4: Eficiencias Requeridas para el Punto de Equilibrio
	Pérdidas	Recaudaciones %
EdeSur	25%	82%
EdeNorte	23%	82%
EdeEste	15%	90%

La conclusión de este análisis es que el punto de equilibrio podría ser logrado por EdeSur y EdeNorte si bajan el nivel de las pérdidas a 25% y 23% respectivamente y mejoran la eficiencia de recaudaciones hasta un índice de 82 por ciento. Las cifras correspondientes indican que EdeEste tendría que reducir sus pérdidas a 15% e incrementar sus recaudaciones a 90%. La diferencia en los resultados para EdeEste en comparación con EdeSur o EdeNorte se debe a una combinación de tarifas efectivas más bajas para EdeEste, ocasionada por la naturaleza de la mezcla de usuarios, y el costo unitario de generación más alto.

Como consecuencia del aumento de las facturaciones por ventas de energía a los usuarios mediante la reducción de pérdidas sin cambio en las tarifas, los pagos totales anuales provenientes de FdE se incrementaría hasta $US157 millones. Además, el GORD vendría a ser el suministrador de 100 por ciento de la energía para las poblaciones del PRA, incrementando los desembolsos por PRA al equivalente anual de aproximadamente

$US92 millones. La combinación de subsidios del FdE y el PRA ascendería a un total de casi US$250 millones por año, comparado con un total actual de $US175 millones. Esto es compensado por la eliminación de $US317 millones de pérdida que es el 83 por ciento correspondiente al gobierno del total de $US382 millones en márgenes negativos en las empresas distribuidoras.

2.2.5 Conclusiones Respecto al Sector de Distribución

Las conclusiones del análisis de estados operativos pueden resumirse de la siguiente manera:

1. Es cuestionable la compra por EdeEste de energía al por mayor de una planta propiedad de AES a un precio promedio de aproximadamente $US0.012/kWh, más alto que el de las compras efectuadas por las otras dos distribuidoras. Al hablar estrictamente que no es de incumbencia de SIE, por el hecho de que el costo adicional no pasa al usuario, debería ser entonces responsabilidad del gobierno debido al efecto sobre la posición financiera de EdeEste.

2. Aun sin necesidad de resaltarlo, es bastante evidente que la eficiencia en cuanto a pérdidas y recaudaciones en las tres distribuidoras es inadecuada para una gestión sostenible. EdeEste está realizando un mejor trabajo en este respecto que EdeSur o EdeNorte, pero las mejoras de parte de las tres distribuidoras en ambas áreas son un requerimiento fundamental para mejorar el desempeño del sector.

3. El FdE no está logrando su objetivo de compensar a las distribuidoras por subsidios de tarifas ordenados por el gobierno, por dos razones: La primera consiste en niveles de pago inadecuados debido a la omisión de compensar por diferencias en el tipo de cambio de la moneda; y la segunda es lo que parece ser un sesgo en la distribución de pagos. La segunda es la más importante a corto plazo, y ha dado como resultado un saldo pendiente adeudado por el GORD a EdeESte de más de $US25 millones, y un saldo acreedor a favor del GORD de EdeSur de más de $US7 millones. La retención de pagos de una distribuidora en favor de otra que es propiedad del gobierno no es de manera alguna admisible y debería ser eliminada. Continuar con una práctica arbitraria de esta naturaleza socavaría la confianza de inversores actuales y futuros interesados en capitalizar los activos del sector eléctrico en la República Dominicana.

4. El programa del PRA puede tan solo ser considerado como un fracaso. Las recaudaciones de las poblaciones afectadas son insignificantes, y el programa se constituye en una enorme carga para las distribuidoras. Dadas las bajas tarifas fijas no indexadas aplicadas a usuarios del PRA y la dificultad de imponer las recaudaciones, el sistema se constituye en un subsidio forzado por las distribuidoras. En el caso de EdeEste existe otro problema que es el incumplimiento del gobierno de su obligación de pagar el 75 por ciento de la energía distribuida a las poblaciones del PRA. En total, la carga sobre las distribuidoras por el servicio del PRA se acerca a

$US33 millones por año. Esta cifra es aproximadamente 10 por ciento de las pérdidas anualizadas del sector y, por lo tanto no es insignificante.

5. Los costos operativos en EdeSur y EdeNorte han aumentado considerablemente durante el período de análisis, desde una base de aproximadamente $US0.03/kWh hasta niveles que se acercan a $US0.088/kWh. Al mismo tiempo, los costos operativos en EdeEste permanecieron estables en $US0.013/kWh. No es posible sostener operaciones financieramente viables en niveles de costo en los que incurrieron EdeSur y EdeNorte, y la tendencia ascendente en EdeSur es especialmente preocupante. Aunque es cierto que los costos operativos no son específicamente recobrados mediante tarifas, el impacto negativo sobre el desempeño financiero de las dos distribuidoras requiere que estás sean analizadas.

6. Es inapropiado continuar con la práctica de una tarifa uniforme única para las tres distribuidoras, debido a las significativas diferencias en la mezcla de sus usuarios. La aplicación de la tarifa indexada existente, da como resultado una generación de ingresos unitarios de $US0.16/kWh para EdeSur, y solamente $US0.14/kWh para EdeEste, mientras que EdeNorte cae entre estos dos extremos. Se debería aplicar estructuras tarifarias para cada distribuidora basadas en sus costos específicos y mezclas de usuarios.

7. Los ajustes en los estados operativos para eliminar los problemas más conflictivos darán como resultado un mejoramiento en la aparente posición financiera anual del sector de $US95 millones, o 25 por ciento. Esto no constituye llevar al sector a la rentabilidad, pero sí indica que, fuera de los problemas fundamentales de pérdidas y recaudaciones, existen otras oportunidades para mejorar la situación del sector.

8. Si el PRA es transferido en su integridad al gobierno y si la eficiencia de la industria es mejorada hasta niveles razonables de 23 por ciento de pérdidas y 82 por ciento de eficiencia en la recaudación para EdeSur, y EdeNorte las pérdidas financieras podrán ser eliminadas sin incremento en las tarifas de estas dos distribuidoras. Debido a su mayor porcentaje de usuarios pequeños y tarifas promedio más bajas, así como costos de energía más altos, sería necesario reducir las pérdidas en EdeESte a 15 por ciento e incrementar las recaudaciones a 90 por ciento para lograr el mismo resultado. El aumento en unidades de facturación resultantes de las pérdidas reducidas, aumenta por cierto los requerimientos de pagos del FdE, pero aún teniendo en cuenta esto y el aumento de responsabilidad por parte del gobierno, el beneficio para este último es considerable.

3.0 Subsidios Existentes

Existen tres subsidios claves del GORD para el sector eléctrico: el PRA, el FdE, y el subsidio del diesel. Juntos estos subsidios representan una tremenda cantidad de recursos que fluyen del GORD al sector de energía. Además, las empresas distribuidoras (de las cuales, dos en su totalidad, y otra en parte, son propiedad del GORD) permanentemente producen rentas netas mensuales negativas. Cubrir este déficit, aunque no es un subsidio explícito, es una obligación real del gobierno – una que es más grande que los tres subsidios explícitos combinados. En esta sección del informe se detalla la naturaleza y dimensión de los tres subsidios explícitos.

3.1 Programa de Reducción de Apagones

El PRA fue creado en respuesta a la incapacidad de las empresas de distribución eléctrica para combatir el robo de electricidad y suministrar servicio de calidad a ciertas áreas marginales urbanas y rurales del país. Hoy el PRA beneficia, en números redondos, a 350 barrios que tienen alrededor de 500,000 familias, representando una población de entre 2.5 a 3 millones de habitantes urbanos pobres. Existen muchas más poblaciones con las mismas características que las poblaciones beneficiarias del PRA pero que no están en el programa. Se estima que hay unas 300,000 familias en condiciones similares.

El propósito del PRA era el de proporcionar ayuda financiera a las distribuidoras a cambio de un servicio eléctrico más confiable y normas mejoradas para la facturación y recaudación de pagos. Para esto se celebró un contrato entre el GORD y las distribuidoras para delinear las responsabilidades de las partes en la implementación del programa. En el momento de elaboración del contrato, se previó que el proceso de mejorar el servicio y las recaudaciones requeriría de un período de unos pocos años solamente, fijando su culminación en el mes de septiembre de 2004.

Los convenios negociados con las poblaciones beneficiarias especificaban pagos fijos en moneda local, cuyo monto variaba de acuerdo con el uso estimado de electricidad.

Siendo desde ya montos bajos cuando fueron establecidos, los pagos después de la depreciación de la moneda llegaron a valores mínimos, que no cubrirían los costos reales del servicio eléctrico, aún si se recaudaría el 100% de las cuotas fijas. Sin embargo, existe muy poca exigencia de pago, el suministro de electricidad individual no pasa por contadores, el robo es común, y se ha desarrollado un floreciente Mercado Negro de conexiones ilegales.

El siguiente gráfico muestra que durante un período de un año y medio la demanda de energía en las zonas PRA estuvo altamente reprimida. Como es de notar, el primer mes de funcionamiento del PRA y el mes de diciembre constituyen los picos de la demanda. No obstante las pocas horas de servicio brindado a estas zonas, el gasto anualizado de este subsidio ha superado los 100 Millones de dólares.

PRA Anualizado

$140, 000, 000

$120, 000, 000

$100, 000, 000

$80, 000, 000

$60, 000, 000

$40, 000, 000

$20, 000, 000

Xxx 2003 - May 2004

US$

El subsidio del PRA está estructurado como un crédito contra la energía comprada del GORD por la empresa distribuidora, basado en el monto de energía entregada a las poblaciones beneficiarias. El subsidio está valorizado de acuerdo con el precio xx Xxxxxxx predominante de la generación de CDEEE en ese mes. Aunque la producción de CDEEE es energía hidroeléctrica, el precio xxx xxxxxxx es mayormente influenciado por el precio de las unidades térmicas, el precio de las cuales se ha incrementado durante el período analizado.

Generación Hidro

200

150

100

Xxx 2003 - May 2004

GWH PRA

GWH Hydro

GWH

El GORD acredita 75 por ciento de la energía entregada a las poblaciones del PRA. Recaudar lo que pueda del restante 25 por ciento de la energía, es responsabilidad de la empresa distribuidora. Si el crédito excede el monto de la energía comprada por una distribuidora de CDEEE en cualquier mes en particular, entonces el GORD le debe a esa distribuidora un pago en efectivo por la diferencia. Como muestra la evidencia en el cuadro siguiente, en una base combinada entre las tres distribuidoras, la generación hidroeléctrica ha sido suficiente para cubrir los requerimientos de energía del PRA desde junio de 2003.

Si la generación hidroeléctrica futura disminuye por debajo del nivel de los requerimientos de energía del PRA, sea debido a equipo o razones hidrológicas, el GORD será responsable de cubrir el subsidio en efectivo. Sea que se mida en efectivo o en el costo de oportunidad de ventas perdidas de las plantas hidroeléctricas, el subsidio del PRA es un costo real para el GORD.

La estructura del subsidio del PRA y la profundidad del problema para el cual el PRA fue creado, distinguen a este subsidio de otros temas del sector eléctrico. La dimensión de desvío del programa y los problemas relacionados con la falta de medidores, facturación fija baja, altos índices de robo de electricidad, y recaudaciones deficientes, sugieren que este tema sea estudiado en profundidad. Una de las opciones a ser analizadas sería la factibilidad de crear empresas distribuidoras comunitarias para las áreas del PRA.

3.2 Fondo de Estabilización

La estructura tarifaria eléctrica minorista en el país está nominalmente basada en tarifas negociadas varios años atrás como una parte del proceso de capitalización de los servicios de distribución. A fin de brindar una base de ingresos confiables para las compañías que recibieron concesiones de distribución, la tarifa fue indexada a varios factores de costo, incluyendo el costo del Petróleo-combustible No. 6, el CPI de USA, y el tipo de cambio peso / dólar. La así llamada Tarifa Indexada variaba según la clase de usuario, pero era la misma para las tres áreas de concesión (con la excepción de los barrios del PRA). Las tarifas tenían que estar vigentes hasta 2006, e implementadas en dos fases de transición, según el informe de la Consultora PA.

La realidad del sector es que la SIE publica cada mes una Ordenanza Tarifaria que en general produce menores ingresos que las que producirían las tarifas indexadas negociadas originalmente. El FdE es un subsidio directo que compensa a las empresas distribuidoras en efectivo por la diferencia en ingresos entre la Tarifa Indexada y la que es publicada como ordenanza en ese mes por la SIE.

Los datos durante el período desde marzo de 2003 muestran que los pagos bajo el FdE comenzaron al nivel de $US50 millones, cayeron momentáneamente bajo cero (como resultado de tarifas bajo ordenanza ligeramente sobre niveles indexados) por un mes, y se elevaron hasta más de $US 200 millones y luego desde entonces se consolidaron a un nivel promedio de subsidio de más de $US100 millones.

Fondo de Estabilización Anualizado

$300,000,000

$250,000,000

$200,000,000

$150,000,000

$100,000,000

$50,000,000

$(50,000,000)

Mar 2003 - May 2004

US$

Finalmente, con respecto al FdE, en base a la última información disponible, se observa que el GORD no está al día con sus pagos a los servicios de distribución. El saldo a fin del mes xx xxxx fue el siguiente:

Tabla 3-1 Saldo Adeudado a las Distribuidoras ($US)
EdeSur	(7,704,970)
EdeNorte	2,547,988
EdeEste	25,425,950
Total	20,268,968

Nótese que los pagos a EdeSur por el año hasta la fecha han excedido el monto debido por cerca de $US8 millones, mientras que los pagos a EdeNorte están retrasados por cerca de $US2.5 millones, y a EdeEste retrasados por cerca de $US25 millones. En total, el FdE debe $US20 millones.

3.3 Subsidio de Diesel

El tercero de los subsidios analizados que el GORD da al sector eléctrico, es una reducción en el precio del combustible diesel No. 2 (diesel, o localmente llamado gasoil) comprado por las compañías que generan su propio suministro de electricidad. Los datos analizados correspondientes al mes más reciente disponible (julio, 2004) muestran que los auto-generadores consumieron una poco menos de 3.5 millones de galones de gasoil en ese mes.

El precio xx xxxxxxx para el gasoil en ese mismo mes fue de $US1.77 por galón, o

$US1.94 por galón con impuestos. El precio subvencionado para los auto-generadores fue de $US1.33 por galón, libre de impuestos. Aritméticamente, los costos de precios subvencionados ascienden a un poco más de $US1.6 millones, mas $US0.6 millones adicionales en recaudación tributaria perdida, hacen un costo total por el mes de un poco

más de $US2.2 millones. Esto se extiende a un costo anualizado del subsidio de precios y la pérdida de recaudaciones tributarias de cerca de $US27 millones.

Los beneficiarios del subsidio del gasoil son las grandes industrias y hoteles. Esencialmente no existe consumo de gasoil en el sector de generación eléctrica porque las plantas que lo utilizan no son despachadas bajo circunstancias normales. Nótese que este análisis no abarcó el subsidio al precio del gasoil que beneficia a los propietarios de la generación de apoyo (backup), que se dice que llega a una capacidad instalada casi igual a la carga pico total del sistema.

3.4 Subsidio Total

En resumen, los tres subsidios explícitos al sector eléctrico le cuestan al GORD más de

Subsidio Total (US$)

$800,000,000

$700,000,000

$600,000,000

$500,000,000

$400,000,000

$300,000,000

$200,000,000

$100,000,000

Diesel

Fondo

PRA

Xxxxxxx Xxxx

Total

$US365 millones por año (tomando cifras mensuales y anualizandolas), con el subsidio al diesel aportando casi $US27 millones, el FdE $US112 millones, y el PRA $US226 millones. Pero, como se observó anteriormente, no es éste el cuadro total. El ingreso neto negativo anualizado por el período enero x xxxx de 2004 se extrapola a una pérdida combinada de las tres distribuidoras de $US382 millones. La parte que corresponde al Gobierno de esta última pérdida ($US317 millones), junto con los subsidios explícitos ($US365 millones) totalizan aproximadamente $US682 millones por año, una cifra muy significativa. El siguiente gráfico muestra los componentes individuales así como la obligación total del GORD.

4.0 Voluntad de Pago

Una combinación de múltiples factores afecta la rentabilidad y sostenibilidad del sector eléctrico. En términos simples, un sistema eléctrico tiene que tener suficiente cantidad de usuarios con la voluntad y capacidad de pagar por el servicio eléctrico para que sea financieramente viable. Para determinar cuál es esa voluntad y capacidad de pago, una manera de obtener información es mediante encuestas. NRECA ha realizado dichas encuestas en numerosos países.

Antes del presente estudio de voluntad de pago (VdP), NRECA realizó dos trabajos en la República Dominicana relacionados con la voluntad y capacidad de pago, así como evaluaciones de ingresos y gastos domésticos para todo tipo de energía (electricidad, kerosén, velas, baterías, etc.) En el mes de Febrero de 2004, NRECA llevó a cabo una encuesta en Xxxxxx Xxx, una población peri-urbana en Xxxxx Xxxxxxx, y en las áreas urbanas y rurales en xxxx xxxxxxxxxx xxx xxxxxxxx xx xx xxxx xxxxxxxxxx con Haití.

NRECA también concluyó un estudio nacional de voluntad de pago en el 2000 en áreas rurales y peri-urbanas a lo largo de todo el país.

A fin de contar con información del momento actual y también para tener datos del sector de la población con mayores ingresos, NRECA efectuó una encuesta xxxxx xxx 00 xx 00 xx Xxxxxx 2004 para determinar el impacto de la crisis actual sobre las actitudes de los usuarios finales. Debido a lo limitado del tiempo, la encuesta se hizo solo dentro de la ciudad de Xxxxx Xxxxxxx, tomando en cuenta barrios pobres así como poblaciones de más alta escala. El propósito del estudio fue el de determinar los patrones actuales de consumo de electricidad y gastos energéticos de consumidores domésticos y pequeños comerciantes de todos los niveles de ingreso e indagar de estos mismos su voluntad de pago por electricidad.

Considerando que la última encuesta se realizó en el contexto del presente estudio de tarifas y subsidios para el sector eléctrico, fue de especial interés poder responder a las siguientes preguntas:

1. ¿Cuánto puede pagar la población por la energía eléctrica?

2. ¿Cuánta electricidad consumen los usuarios?

3. ¿Se requiere un subsidio de parte del gobierno?

4. ¿En caso de dar un subsidio, cuáles son algunas características del comportamiento de la demanda por electricidad y la economía de la población que ayuden a determinar niveles y magnitudes del subsidio?

4.1 Metodología

Se requiere de una metodología que permita responder con suficiente grado de confiabilidad a las preguntas citadas anteriormente. La metodología utilizada por NRECA para obtener la información ha sido la de realizar encuestas de muestras estadísticamente representativas del universo meta. A través de los años NRECA ha

realizado encuestas en numerosos países. Dicha experiencia y el intercambio de ideas y conceptos con expertos del Banco Mundial, ha permitido que NRECA constantemente vaya mejorando su metodología para recopilar información sobre la población meta de proyectos de electrificación.

Se comenzó con el diseño de la encuesta que incluyó la definición de los universos a ser encuestados y luego la selección de la muestra dentro de cada universo. Para este estudio se definieron dos universos: 1) barrios del sector eléctrico convencional, y 2) barrios del Programa Nacional de Reducción de Apagones (PRA). Dentro de dichos universos se seleccionaron barrios de manera aleatoria los cuales se pueden apreciar en Figura 4.1.1.

Figura 4.1.1 Barrios de Xxxxx Xxxxxxx seleccionados de manera aleatoria

Una parte fundamental de la encuesta fue el diseño de la boleta. La información obtenida de los encuestados tiene que responder a las preguntas principales del estudio. Para responder a la primera pregunta se obtiene diversa información en la encuesta que incluye cuánto pagan por energía eléctrica actualmente, y cuánto pagan por otras fuentes energéticas como velas y kerosén (si no tiene electricidad o cuando hay apagones). Los gastos actuales representan lo que se llama la Voluntad de Pago Revelada.

En la boleta también se incluyó una pregunta sobre cuánto estarían dispuestos a pagar en teoría por un servicio eléctrico que ellos consideraban excelente. En la entrevista se empleó una metodología de “subasta” de voluntad de pago. El encuestador pregunta a los entrevistados cuanto estarían dispuestos a pagar por la electricidad para que hagan una primera “oferta”. Luego de obtener la primera “oferta” se aumenta el precio mensual por electricidad hasta el punto en el cual el encuestado indica que ese monto es el máximo que estaría dispuesto a pagar por la electricidad. Esta cifra representa lo que se llama la Voluntad de Pago Expresada.

También se hicieron preguntas sobre los gastos mensuales generales y una pregunta sobre el rango de ingresos en el cual se clasificaba la vivienda o pequeño comercio entrevistado.

El conjunto de estos datos provee información sustancial para generar curvas de demanda que permiten ver los porcentajes de usuarios que están dispuestos a pagar distintas cantidades de dinero mensualmente.

Para responder a la pregunta dos hemos usado tres maneras de obtener la información. Por una parte, en las encuestas se obtienen datos sobre las facturas eléctricas con sus correspondientes consumos. Por otra parte, se pregunta sobre la cantidad, potencia y horas de uso de luminarias y aparatos eléctricos. Y finalmente, donde es posible, también se obtiene información histórica de las empresas eléctricas distribuidoras. Dadas las circunstancias actuales del sector eléctrico, en el caso de este estudio, el mayor peso se dio a la segunda manera de estimar consumo, es decir con la cantidad, potencia, y horas de uso de luminarias y electrodomésticos.

La respuesta a la tercera pregunta sobre si es necesario un subsidio se da en el proceso de análisis. Para proyectos de electrificación individuales, generalmente se realiza un análisis financiero-económico para determinar la viabilidad del proyecto. Los proyectos que son tanto financiera como económicamente rentables no requieren de subsidios. Por otra parte, si la respuesta es “Sí, el proyecto requiere subsidio” entonces surge la pregunta

¿Cuál es el subsidio máximo que se puede justificar? y además surge la pregunta ¿Cuál es la manera más inteligente, eficaz y eficiente para dar el subsidio?

Las encuestas realizadas en Agosto y Febrero de 2004 fueron diseñadas para responder a otras preguntas además de las principales ya citadas. Estas incluyeron:

• ¿Existe una cultura de no pago de la electricidad?

• ¿Cuáles son las percepciones de la población en cuanto a los contadores (medidores)?

• ¿Cuál es el modelo institucional preferido para recibir el servicio eléctrico?

En cuanto a una descripción resumida del resto de la metodología, al tener una boleta elaborada se procede al trabajo de campo haciendo la cantidad de entrevistas necesarias

en cada barrio seleccionado de manera aleatoria. Cuando las boletas están llenadas se procede a la digitación, procesamiento, y análisis de los datos. Los resultados y comentarios se presentan a continuación.

Al presentar los resultados se sigue el orden de las cuatro preguntas de especial interés:

1. ¿Cuánto puede pagar la población por la energía eléctrica?

2. ¿Cuánta electricidad consumen los usuarios?

3. ¿Se requiere un subsidio de parte del gobierno?

4. ¿En caso de dar un subsidio, cuáles son algunas características del comportamiento de la demanda por electricidad y la economía de la población que ayuden determinar niveles y magnitudes del subsidio?

Para responder a todas esas preguntas en el contexto del presente estudio de tarifas y subsidios, se hizo un análisis de los datos de la siguiente manera. La combinación de los datos de Xxxxxx Xxx, las comunidades de la Zona Fronteriza, y los barrios encuestados de Xxxxx Xxxxxxx en Agosto 2004 (excluyendo los barrios del Programa Nacional de Reducción de Apagones (PRA)) se usan como una aproximación del sector eléctrico convencional de todo el país y los resultados del análisis de dichos datos se presentan en la sección 4.2 “Resultados Xxxxxx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxxxxx”. Xxx xxxxxxx XXX xx Xxxxx Xxxxxxx se analizan por separado como una aproximación de todos los barrios PRA y esos resultados se presentan en la sección 4.3 “Resultados Barrios PRA”.

Finalmente, se incluyen los resultados de las otras preguntas en cuanto a cultura de pago y percepciones de la población sobre contadores, y la preferencia institucional para recibir el servicio eléctrico. Dichos resultados se presentan en la sección 4.4 “Opiniones y Percepciones de los Encuestados”.

4.2 Resultados Sector Eléctrico Convencional

Como se mencionó anteriormente, esta sección corresponde a los resultados del sector eléctrico convencional. Para obtener dichos resultados se analizó el conjunto de los datos xx xxxxxxx del sector convencional en Xxxxx Xxxxxxx en Agosto 2004 y las encuestas de Xxxxxx Xxx x xx Xxxx Xxxxxxxxxx xxxxxxxxxx xx Xxxxx 0000.

4.2.1 Voluntad de Pago por la Electricidad

¿Cuánto puede pagar la población por la energía eléctrica?

Como se explicó en la sección de metodología, una cosa es lo que la población realmente está gastando cada mes y otra cosa es lo que las personas dicen que estarían dispuestas a pagar en teoría. Es importante entender que las circunstancias actuales del sector eléctrico en la República Dominicana, con sus frecuentes y prolongados apagones, obligan a la población a buscar alternativas. Las alternativas son velas, velones, lámparas a kerosén,

xxxxx, baterías, inversores, y plantas eléctricas. La suma de los gastos en las alternativas y en electricidad de la red nacional es el gasto real mensual (la VdP Revelada). Lo que las personas dicen que estarían dispuestos a pagar en teoría por un buen servicio eléctrico es la VdP Expresada.

En los Cuadros 4.2.1.a y 4.2.1.b y la Figura 4.2.1 se puede apreciar lo que los usuarios del sector eléctrico convencional han revelado en 2004 que están pagando mensualmente para energéticos. A un extremo, 7.1% de la población gasta US$ 2.50 o menos. Al otro extremo, 5.5% gasta más de US$ 100. Cuadro 4.2.1.a contiene resultados del grupo residencial y 4.2.1.b del grupo comercial. En la columna de porcentaje acumulado se puede notar que casi 71% de la población residencial gasta US$ 20 o menos por mes.

CUADRO 4.2.1.a Voluntad de Pago Revelada Sector Eléctrico, Residencial, 2004

VdP Revelada (US$/mes)	Porcentaje	Porcentaje Acumulado
1 <= 2.50	7.1%	7.1%
2 > 2.50 <= 5.00	11.1%	18.2%
3 > 5.00 <= 7.50	14.0%	32.2%
4 > 7.50 <=10.00	13.0%	45.2%
5 >10.00 <=15.00	15.4%	60.6%
6 >15.00 <=20.00	10.3%	70.9%
7 >20.00 <=50.00	17.7%	88.5%
8 >50.00 <=100.00	6.0%	94.5%
9 >100	5.5%	100.0%
Total	100.0%	100.0%

CUADRO 4.2.1.b Voluntad de Pago Revelada Sector Eléctrico, Comercial, 2004

VdP Revelada (US$/mes)	Porcentaje	Porcentaje Acumulado
1 <= 2.50	8.1%	8.1%
2 > 2.50 <= 5.00	4.8%	12.9%
3 > 5.00 <= 7.50	4.8%	17.7%
4 > 7.50 <=10.00	1.6%	19.4%
5 >10.00 <=15.00	8.1%	27.4%
6 >15.00 <=20.00	3.2%	30.6%
7 >20.00 <=50.00	37.1%	67.7%
8 >50.00 <=100.00	11.3%	79.0%
9 >100	21.0%	100.0%
Total	100.0%	100.0%

En la Figura 4.2.1 se ve en forma gráfica la Voluntad de Pago (VdP Revelada y la Expresada). Se puede notar, por ejemplo que la curva de VdP Revelada cruza la línea de US$ 20/mes en la línea de 30% de la población. Eso significa que 30% de la población gasta más de US$ 20/mes y el restante 70% de la población gasta menos de US$ 20/mes en energéticos.

Comparación de VdP Revelada y Expresada

200.00

190.00

180.00

170.00

160.00

150.00

140.00

130.00

120.00

110.00

100.00

90.00

80.00

70.00

60.00

50.00

40.00

30.00

20.00

10.00

VdP Revelada

VdP Expresada

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

Porcentaje de la Población

100%

US$/mes

Figura 4.2.1 Voluntad de pago revelada (gastos actuales) y expresada (teórica), 2004

En la Figura 4.2.1 se ve que en términos generales, el conjunto de la población está pagando más por todos sus gastos en energéticos de lo que dice que está dispuesto pagar por la electricidad en teoría.

En un sector eléctrico normal el área debajo de la curva de VdP Revelada sería el ingreso para las empresas eléctricas. Pero por el desorden actual del sector eléctrico el área representa no sólo gastos en electricidad sino también en alternativas, así que solo parte del área debajo de la curva son los ingresos para las empresas eléctricas. Sin embargo, esto sirve como un indicador del dinero que la población podría pagar por un servicio

eléctrico confiable 24 horas al día. Al tener electricidad confiable 24 horas al día ya no tendrían que gastar en las alternativas y lo que antes gastaban en las alternativas estaría disponible para otras cosas, una de las cuales podría ser pagar más por un mejor servicio eléctrico.

4.2.2 Patrones de Consumo de Electricidad

¿Cuánta electricidad consumen los usuarios?

Es tentador hablar de un promedio general pero es más revelador estudiar la distribución de consumo en todos sus niveles. En Figura 4.2.2 se ve la curva de las estimaciones del consumo (kWh/mes) de los hogares y comercios péquenos del sector eléctrico convencional de la República Dominicana.

Curva de Consumo de Electricidad

3,000

2,800

2,600

2,400

2,200

2,000

1,800

1,600

1,400

1,200

1,000

800

600

400

200

Sector Convencional

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

Porcentaje de la Población

kWh/mes

Figura 4.2.2 Curva de consumos mensuales de energía eléctrica, sector convencional

Como se mencionó anteriormente, las estimaciones de consumo provienen de la información proporcionada por los encuestados en cuanto a cantidad, potencia, y horas de uso de sus luminarias (bombillas) y todos sus aparatos eléctricos. En la curva (y viendo el detalle de los datos) se puede apreciar lo siguiente: De 85% a 100% de la población la cola de la curva baja a 0. De los datos se puede concluir que ese 15% de la población usa menos de 100 kWh/mes (los 15% a la extrema derecha de la curva). Luego hay una parte casi plana y larga de la curva que va desde más o menos 20% hasta 85% de la población.

Ese 65% de la población consume entre 100 a 265 kWh/mes. Y siguiendo la curva hacia la izquierda se ve que yendo de 20% a 0% la curva sube muy precipitadamente. Haciendo cortes a distintos niveles de especial interés, 15% consume menos de 100; 62% consume menos de 200; 83% consume menos de 300; y 94% consume menos de 700 kWh/mes.

4.2.3 Voluntad de Pago por Unidad de Electricidad

Para el análisis de tarifas y subsidios es importante ver los resultados en términos de costos unitarios de la electricidad. Con ese fin, se han hecho los cálculos correspondientes para presentar la voluntad de pago en términos de US$/kWh en distintos rangos de consumo de energía eléctrica. Reiteramos que los kWh/mes se calcularon utilizando los datos de las encuestas en cuanto a cantidad, potencia, y horas de uso de las luminarias y aparatos eléctricos en cada hogar y que la VdP Revelada es el total de gastos en energéticos.

En cuanto a los gastos, también reiteramos que por la situación actual del sector eléctrico, además de su gasto en electricidad, la población tiene que gastar en velas, velones, kerosén, baterías, y sistemas de respaldo (plantas eléctricas, inversores y bancos de baterías). En la Figura 4.2.4 se pueden ver los porcentajes de consumidores que tienen planta en cada rango de consumo mensual. Se puede ver, por ejemplo, que el 67% de los que consumen más de 1,000 kWh/mes tienen planta propia. Es probable que el porcentaje real sea aún mayor por el hecho de que las encuestas no captaron la existencia y costos asociados de las plantas en edificios compartidos. Es decir, si alguien vivía en un apartamento en un edificio de múltiples pisos no identificaba la planta eléctrica del edificio como su propia planta.

Porcentaje de Consumidores con Planta Eléctrica

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

<=50

00-000 000-000 000-000 000-000 000-0000

>1000

Rangos de Consumo (kWh/mes)

Figura 4.2.4 Porcentaje de consumidores con planta eléctrica dentro de cada rango de consumo de electricidad (población total del sector convencional)

Como decíamos, para el estudio de tarifas y subsidios es importante ver los resultados en términos de costos unitarios. Los resultados en forma unitaria se resumen en el Cuadro

4.2.3 y la Figura 4.2.5 que muestran la VdP en forma de US$/kWh para la población residencial con contadores del sector eléctrico convencional. Se ve claramente en el cuadro y la figura que el costo unitario de la energía eléctrica es más cara para los consumidores en los dos extremos de consumo. Los de menor consumo (quienes a su vez son los más pobres) y los de mayor consumo (quienes en su mayoría tienen su propia planta) son los que más pagan por kWh. Por ejemplo, de la población residencial, los que consumen hasta 50 kWh/mes pagan un promedio de US$ 0.30/kWh y los que consumen más de 1000 kWh/mes pagan US$ 0.32/kWh. En la Figura 4.2.5 otra vez se hace notoria la diferencia entre lo que la población paga actualmente (VdP Revelada) y lo que dice estar dispuesta a pagar en teoría por lo que ellos consideran un buen servicio eléctrico (VdP Expresada).

CUADRO 4.2.3 VdP Revelada en US$/kWh y otros datos (sector eléctrico convencional, residencial con contadores)

Rango	Porcentaje	VdP	Gastos	VdP	Factura
Consumo	de la	Revelada	Mensuales	Revelada	Eléctrica
	Población	Promedio	Generales	Mensual	como %
	Residencial			como % de	de Gastos
				Gastos	Mensuales
				Mensuales
(kWh/mes)	%	(US$/kWh)	(US$/mes)	%	%

1	<= 50	6%	0.30	144	6%	2%
2 >	50 <= 100	5%	0.19	175	7%	3%
3 >	100 <= 200	43%	0.15	243	10%	6%
4 >	200 <= 300	18%	0.16	416	9%	5%
5 > 300 <= 700		17%	0.21	731	13%	7%
6 > 700		11%	0.32	1,768	30%	19%

Total		100.0%

En la penúltima columna del Cuadro 4.2.3 se ven los gastos mensuales en energéticos (VdP Revelada) como porcentaje de los gastos mensuales generales incluidos en la cuarta columna y en la última columna se ven los gastos en energía eléctrica como porcentaje de los gastos mensuales. En las encuestas se hicieron preguntas sobre los gastos mensuales en vivienda, alimentos, salud, educación, etc. La suma de todos los gastos sirve como un indicador aproximado de ingresos familiares y esa suma es la que se ve en columna cuatro del Cuadro 4.2.3.

Las últimas dos columnas y la diferencia entre ellas revelan mucho sobre el impacto económico del desorden actual en el sector eléctrico. La penúltima columna muestra el

porcentaje de sus gastos que la población tiene que dedicar a energéticos y se ve que para la parte de la población que tiene consumos de 0 a 300 kWh/mes varía desde 6% a 10% de sus gastos mensuales. Lo que esa parte de la población tiene que gastar en electricidad varía entre 2% a 6%. La diferencia entre las dos columnas sirve como un aproximado de lo que la población tiene que gastar a causa de los apagones. Al no tener electricidad las

24 horas del día suplen su requerimiento energético con velas, velones, kerosén, inversores, plantas eléctricas, etc. Para el porcentaje de la población en el rango de consumo debajo de 50 kWh/mes el promedio de su gasto real en velas, kerosén, etc. es US$ 6.62/mes. Para la parte de la población que consume más de 700 kWh el gasto promedio es US$ 190/mes y el promedio para la población en general es US$ 37/mes. Al multiplicar eso por casi un millón de familias afectadas, el resultado es un gasto de US$ 37 millones1 por mes en velas, velones, kerosén, inversores, plantas eléctricas, etc.

Como puntos de comparación es instructivo citar algunos datos de Argentina y Estados Unidos. En Argentina el porcentaje de sus ingresos que la población tenía que gastar en electricidad fue de 2.1% en 1986 y 3.7% en 1996 para el primer quintil (el 20% más pobre de la población). En Estados Unidos en 1997 los que tenían ingresos por debajo de US$ 10,000 por año (US$ 833/mes) gastaron aproximadamente 8.4% de sus ingresos en electricidad y los que tenían ingresos entre US$ 20,000 a US$ 24,999 por año (entre US$ 1,667 y US$ 2,083/mes) aproximadamente 2.6% de sus ingresos.

El grupo en los Estados Unidos con ingresos entre US$ 1,667 y US$ 2,083/mes se compara con el último grupo en el Cuadro 4.2.3 que tienen un promedio de gastos mensuales de US$ 1,768. Uno de los hallazgos más impactantes del estudio es el hecho de que este grupo en la República Dominicana tiene que dedicar 30% de sus gastos mensuales a electricidad y energéticos alternativos durante apagones. Esto se compara con menos de 3% para el grupo con ingresos similares en USA.

Tener que usar el 30% de sus gastos mensuales en energéticos está tan fuera del rango normal que vale la pena hacer un par de observaciones en cuanto a dicha cifra. En primer lugar, los datos indican que el promedio de gasto total en energéticos para ese grupo es aproximadamente US$ 530/mes. Recuerden que un porcentaje significativo de esos consumidores tienen planta eléctrica las cuales incrementan los gastos mensuales sustancialmente. Por otra parte en términos de economía familiar, aún restando los US$ 530 de los US$ 1,768 de gastos generales para ese grupo queda más dinero (US$ 1,238) para todos los otros gastos que en cualquier otro rango de consumo. Se podría especular sobre la posibilidad de que los más ricos no dieron información muy precisa en cuanto a sus gastos totales o buscar otras explicaciones que hayan influido en los datos, pero aún si se diera el caso que esa cifra tenga un error de sobreestimación de 20% y que la cifra real sea 25% en vez de 30%, seguiría siendo un hallazgo impresionante. Que las familias que consumen más de 700 kWh/mes tengan que usar 30% de sus gastos mensuales en energéticos es un indicador de cuán valiosa es la energía eléctrica para ellas. En ausencia de electricidad de la red nacional, esas familias están dispuestas a pagar un precio alto para suplir ese requerimiento con alternativas que incluyen sus propias plantas.

1 Esta cifra no incluye comercio grande ni industria.

En la Figura 4.2.5 se ve tanto el gasto real en energéticos (revelada) como lo que dicen estar dispuestos a pagar (expresada) en términos de costo unitario de electricidad. Se ve una vez más que la población está pagando más por todos los energéticos de lo que esta dispuesta pagar por un buen servicio eléctrico en teoría.

VdP Unitaria (US$/kWh)

0.35

0.30

VdP Revelada

VdP Expresada

0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

0.00

<=50

50-100

100-200

200-300

300-700

>700

Rangos de Consumo (kWh/mes)

US$/kWh

Figura 4.2.5 Voluntad de pago revelada y expresada (unitaria US$/kWh) (residencial con contadores)

4.2.4 Datos Relevantes para Consideraciones de Subsidios

¿Se requiere un subsidio de parte del gobierno?

¿En caso de dar un subsidio, cuáles son algunas características del comportamiento de la demanda por electricidad y la economía de la población que ayuden determinar niveles y magnitudes del subsidio?

Como se ha visto, el estudio de voluntad de pago permite cuantificar el costo para un ciudadano dominicano del desorden actual en el sector eléctrico. Este costo se ve representado de una manera gráfica en las Figuras 4.2.6 y 4.2.7. La curva superior en la Figura 4.2.6 es el gasto en todos lo energéticos (velas, velones, kerosén, pilas, baterías, inversores, y plantas eléctricas) y la curva inferior es la tarifa ordenada que es lo que la población tiene que pagar actualmente por la electricidad. La diferencia entre el gasto total y la tarifa ordenada se presenta como una sola curva en la Figura 4.2.7.

Comparación de la VdP Revelada con la Tarifa

Ordenada

0.35

0.30

0.25

VdP Revelada

Tarifa Ordenada

0.20

0.15

0.10

0.05

0.00

<=50

50-100

100-200

200-300

300-700

>700

Rangos de Consumo (kWh/mes)

US$/kWh

Figura 4.2.6 Comparación de la voluntad de pago revelada (suma de todos los energéticos) con la tarifa ordenada

Impacto del Desorden en el Sector Eléctrico

0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

0.00

<=50

50-100

100-200

200-300

300-700

>700

Rangos de Consumo (kWh/mes)

US$/kWh

Figura 4.2.7 Impacto del desorden en el sector eléctrico para los usuarios en los distintos rangos de consumo de energía eléctrica (residencial con contadores)

Como ya se mencionó, en la Figura 4.2.7 se puede ver el impacto de los apagones. El impacto es especialmente fuerte a los dos extremos de consumo – para los que consumen menos de 50 kWh y para los que consumen más de 700 kWh/mes. Para un usuario que consume menos de 50 kWh/mes los apagones le cuestan US$ 0.21/kWh en términos unitarios y US$ 6.62 por mes en términos de gasto mensual para comprar velas, velones, kerosén, etc. para suplementar el servicio eléctrico deficiente. Para los que consumen más de 700 kWh el costo unitario es US$ 0.11/kWh y el total mensual es US$ 190 que tienen que gastar principalmente en combustible, mantenimiento, y amortización de sus plantas. Para los usuarios en el rango de 50 a 300 kWh/mes el gasto en velas, kerosén, baterías, etc. va subiendo hasta triplicar pero se diluye dividiéndolo entre más kWh resultando en los costos unitarios más bajos en la Figura 4.2.7. Como se puede ver en la Figura 4.2.4 muy pocos en este rango tienen planta y sin planta o inversor el único gasto que hacen durante apagones es en velas, velones, kerosén, baterías, pilas y lámparas recargables.

La voluntad de pago revelada de entre US$ 0.15 a US$ 0.32/kWh que se ve en la Figura

4.2.6 indica lo que la población en los distintos rangos de consumo puede pagar por energéticos. Si se daría un servicio eléctrico las 24 horas al día todo el ahorro en energético alternativos estaría liberado y como una opción ese ahorro podría estar disponible para pagar por un servicio eléctrico mejorado. Visto de esa manera, se podría argumentar que con una voluntad de pago revelada de US$ 0.15 a US$ 0.32 no es necesario subsidiar el consumo de la electricidad en la República Dominicana.

No obstante la discusión anterior, en caso de querer subsidiar el consumo, se puede utilizar los resultados del estudio de voluntad de pago para fijar parámetros para el subsidio. Por ejemplo, si se considera que la iluminación es un derecho básico ¿Qué nivel de consumo de electricidad sería propicio subsidiar para cubrir esa necesidad? En la Figura 4.2.8 se puede apreciar que cerca del 80% de la población del sector eléctrico convencional cubre el 100% de su requerimiento de iluminación con 50 kWh/mes o menos. Eso significa que si el gobierno decidiera subsidiar el derecho de tener iluminación básica en cada hogar dominicano podría fijar un subsidio para el tablón de 50 kWh/mes en la categoría residencial.

En términos más generales se puede plantear la pregunta ¿Qué se puede hacer con distintos niveles de kWh/mes? En el Cuadro 4.2.4 se puede ver distintos escenarios de qué es lo que una familia puede hacer con distintas cantidades de kWh/mes. Por ejemplo, se puede ver que 200 kWh/mes es suficiente para iluminación, un televisor, una nevera, un abanico, y una plancha. Esto demuestra que 200 kWh/mes permite un nivel de calidad de vida significativamente por encima de un mínimo básico.

Curva de Consumo de Electricidad para

Iluminación

500

450

400

350

300

250

200

150

100

Convencional (Iluminación)

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Porcentaje de la Población

kWh/mes

Figura 4.2.8 Consumo estimado de electricidad, sector convencional (solo iluminación)

CUADRO 4.2.4 Lo que se puede usar a distintos niveles de kWh/mes

	Bombillas	TV	Nevera	Abanico	Plancha
	(60 W, 4 hr/dia)	(200 W, 3 hr/dia)	(100 kWh/mes)	(80 W, 8 hr/dia)	(1100 W, 15 min/dia)
kWh/mes	Ctd	Ctd	Ctd	Ctd	Ctd

50	2	1		1
75	5	1		1
100	4	1		2	1
150	2	1	1	1
200	4	1	1	2	1

En el Cuadro 4.2.5 se puede ver los distintos porcentajes de la población que tienen uno o más de los aparatos eléctricos en la tabla.

CUADRO 4.2.5 Porcentaje de la población que tiene distintos electrodomésticos

	Bombillas	TV	Nevera	Abanico	Plancha	Aire

Xxxxxx Xxx	99%	90%	87%	86%	60%	2%
Fronteriza	94%	68%	60%	43%	41%	0.4%
Convencional solo Xxxxx Xxxxxxx	99.7%	89%	84%	87%	70%	25%

La cantidad de electrodomésticos en el Cuadro 4.2.5 representa un poder adquisitivo significativo de una gran mayoría de la población encuestada, especialmente en Xxxxx Xxxxxxx.

4.3 Resultados Barrios PRA

En forma similar a los resultados para el sector eléctrico convencional (sección 4.2) en esta sección se presentan los resultados para la muestra tomada de los barrios incluidos en el Programa Nacional de Reducción de Apagones (PRA).

4.3.1 Voluntad de Pago por la Electricidad

En el Cuadro 4.3.1 y en la Figura 4.3.1 se puede apreciar lo que los habitantes en los barrios PRA han revelado en 2004 que están pagando mensualmente para energéticos. A un extremo, 9.3% de la población gasta entre US$0 a US$ 2.50 por mes. Al otro extremo, 3.0% gasta más de US$ 100/mes. En forma de porcentaje acumulado, casi el 76% de la población gasta US$ 20 o menos por mes.

CUADRO 4.3.1 Voluntad de Pago Revelada, PRA, 2004

VdP Revelada (US$/mes)	Porcentaje	Porcentaje Acumulado
1 <= 2.50	9.3%	9.3%
2 > 2.50 <= 5.00	11.3%	20.7%
3 > 5.00 <= 7.50	8.3%	29.0%
4 > 7.50 <=10.00	16.7%	45.7%
5 >10.00 <=15.00	17.3%	63.0%
6 >15.00 <=20.00	12.7%	75.7%
7 >20.00 <=50.00	19.0%	94.7%
8 >50.00 <=100.00	2.3%	97.0%
9 >100	3.0%	100.0%
Total	100.0%	100.0%

Lo que el Cuadro 4.3.1 muestra en números, la Figura 4.3.1 muestra de manera gráfica para la Voluntad de Pago Revelada en los barrios PRA. A la gráfica también se agrega la VdP Expresada (lo que los encuestados dicen estar dispuestos a pagar en teoría). De la misma manera que se vio en el sector convencional, aquí también se puede notar que la población en general gasta más en la suma de energéticos de lo que dice estar dispuesta a pagar por la electricidad.

En la Figura 4.3.1 se ve en forma gráfica la Voluntad de Pago (VdP Revelada y la Expresada). Se puede notar, por ejemplo que la curva de VdP Revelada cruza la línea de US$ 20/mes en la línea de 25% de la población. Eso significa que 25% de la población gasta más de US$ 20/mes y el restante 75% de la población gasta menos de US$ 20/mes en energéticos en los barrios PRA.

Comparación de VdP Revelada y Expresada

200.00

190.00

180.00

170.00

160.00

150.00

140.00

130.00

120.00

110.00

100.00

90.00

80.00

70.00

60.00

50.00

40.00

30.00

20.00

10.00

VdP Revelada

VdP Expresada

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Porcentaje de la Población

US$/mes

Figura 4.3.1 Voluntad de pago revelada (gastos actuales) y expresada (teórica), PRA

4.3.2 Patrones de Consumo de Electricidad

¿Cuánta electricidad consumen los usuarios?

En Figura 4.3.2 se puede apreciar la representación gráfica del consumo de electricidad en los barrios PRA.

Estimación de Consumo de Electricidad Total

1,300

1,200

1,100

1,000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

Porcentaje de la Población

kWh/mes

Figura 4.3.2 Curva de consumos mensuales de energía eléctrica

Como se mencionó en la sección sobre el sector convencional, las estimaciones de consumo provienen de la información proporcionada por los encuestados en cuanto a cantidad, potencia, y horas de uso de sus luminarias (bombillas) y todos sus aparatos eléctricos. En la curva (y viendo el detalle de los datos) se puede apreciar lo siguiente: el 15% de la población a la extrema derecha de la curva usa menos de 100 kWh/mes. Luego viene un punto de inflexión en la curva al nivel de 80% de la población (140 kWh/mes). Después hay una parte bastante plana y larga de la curva que va desde más o menos 20% hasta 80% de la población. Ese 60% de la población consume entre 140 a 275 kWh/mes. Y siguiendo la curva hacia la izquierda se ve que yendo de 20% a 0% la curva sube muy

precipitadamente. Haciendo cortes a distintos niveles de especial interés, 15% consume menos de 100; 50% consume menos de 200; 85% consume menos de 300; y 99% consume menos de 700 kWh/mes.

4.3.3 Voluntad de Pago por Unidad de Electricidad

En esta sección se presentan los resultados para los barrios PRA en términos de costos unitarios de la electricidad. Es importante mencionar una vez más que por la situación actual del sector eléctrico, además de su gasto en electricidad, la población tiene que gastar en velas, velones, kerosén, baterías, y sistemas de respaldo (plantas eléctricas, inversores y bancos de baterías). En los barrios PRA solo 4% de la población tiene planta. Los resultados en forma unitaria se resumen en el Cuadro 4.3.3 y la Figura 4.3.3 que muestran la VdP en forma de US$/kWh para los barrios PRA. Se ve claramente en el cuadro y la figura que el costo unitario de la energía eléctrica es más cara para los consumidores en consumo bajo. En contraste al sector convencional, la falta de plantas hace que los consumidores grandes no tengan gastos tan elevados. Los de menor consumo (quienes a su vez son los más pobres) son los que más pagan por kWh en los barrios PRA. Los que consumen 50 kWh/mes o menos pagan un promedio de US$ 0.43/kWh y los que consumen más de 300 kWh/mes pagan US$ 0.12/kWh. En la Figura

4.3.3 otra vez se hace notoria la diferencia entre lo que la población paga actualmente (VdP Revelada) y lo que dice estar dispuesta a pagar en teoría por lo que ellos consideran un buen servicio eléctrico (VdP Expresada).

CUADRO 4.3.3 VdP Revelada en US$/kWh y otros datos (PRA)

Rango	Porcentaje	VdP	Gastos	VdP	VdP
Consumo	de la	Revelada	Mensuales	Revelada	Expresada
	Población	Promedio	Generales	Mensual	Mensual
	Residencial			como %	como % de
				de Gastos	Gastos
				Mensuales	Mensuales
(kWh/mes)	%	(US$/kWh)	(US$/mes)	%	%

1	<= 50	5%	0.43	169	8%	5%
2 >	50 <= 100	8%	0.15	169	7%	5%
3 >	100 <= 200	38%	0.12	260	7%	5%
4 >	200 <= 300	34%	0.08	313	6%	4%
5 > 300		15%	0.12	460	12%	6%

Total		100.0%

En la penúltima columna del Cuadro 4.3.3 se ven los gastos mensuales en energéticos (VdP Revelada) como porcentaje de los gastos mensuales generales incluidos en la cuarta columna. Para la parte de la población que tiene consumos de 0 a 300 kWh/mes se puede notar que sus gastos en energéticos son aproximadamente el 7% de sus gastos mensuales. La cifra más elevada en esa columna es la de 12% en la última fila de los que consumen más de 300 kWh/mes. Como se explicó en la sección correspondiente al sector convencional, encontrar cifras tan elevadas para los grupos de mayores ingresos es uno de los hallazgos más impactantes de este estudio. Los datos indican que el promedio de gasto total en energéticos para ese grupo es aproximadamente US$ 53.42/mes. Un 7% de este último grupo tiene plantas cuyos gastos de casi US$ 350/mes para sus plantas hacen subir el promedio. Sin las plantas el promedio de gasto para dicho rango es US$ 28.65 que es 6% de sus gastos mensuales generales.

En la última columna del Cuadro 4.3.3 se ve que la VdP Expresada es aproximadamente 5% para la mayor parte de la población encuestada.

En la Figura 4.3.3 se ve tanto el gasto real en energéticos (revelada) como lo que dicen estar dispuestos a pagar (expresada) en términos de costo unitario de electricidad. Se ve una vez más que la población está pagando más por todos los energéticos de lo que está dispuesta pagar por un buen servicio eléctrico en teoría.

VdP Unitaria (US$/kWh)

0.45

0.40

0.35

VdP Revelada

VdP Expresada

0.30

0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

0.00

<=50

50-100

100-200

200-300

>300

Rangos de Consumo (kWh/mes)

US$/kWh

Figura 4.3.3 Voluntad de pago revelada y expresada (unitaria US$/kWh)

4.3.4 Datos Relevantes para Consideraciones de Subsidios

¿Se requiere un subsidio de parte del gobierno?

Como se ha visto, el estudio de voluntad de pago permite cuantificar el costo para un ciudadano dominicano del desorden actual en el sector eléctrico. Este costo se ve representado de una manera gráfica en las Figuras 4.3.4 y 4.3.5. La curva superior en la Figura 4.3.4 es el gasto en todos lo energéticos (velas, velones, kerosén, pilas, baterías, inversores, y plantas eléctricas) y la curva inferior es el gasto en electricidad. La curva de gastos en electricidad pone en evidencia el hecho de que muy pocos en los barrios PRA actualmente pagan por electricidad. El bajo gasto en energía eléctrica dividido entre el consumo total de kWh/mes en cada rango de consumo resulta en cifras unitarias muy bajas. La diferencia entre el gasto total y el gasto de electricidad se presenta como una sola curva en Figura 4.3.5.

VdP Revelada y Gastos en Electricidad

0.45

0.40

0.35

VdP Revelada

Gastos en Electricidad

0.30

0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

0.00

<=50

50-100

100-200

200-300

>300

Rangos de Consumo (kWh/mes)

US$/kWh

Figura 4.3.4 Comparación de la voluntad de pago revelada (suma de todos los energéticos) con el gasto en electricidad

Impacto del Desorden en el Sector Eléctrico

0.35

0.30

0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

0.00

<=50

50-100

100-200

200-300

>300

Rangos de Consumo (kWh/mes)

US$/kWh

Figura 4.3.5 Impacto del desorden en el sector eléctrico para los usuarios en los barrios PRA

En la Figura 4.3.5 se puede ver el impacto de los apagones. El impacto es especialmente fuerte para los que consumen menos de 50 kWh. Para un usuario que consume menos de 50 kWh/mes los apagones le cuestan US$ 0.33/kWh en términos unitarios y US$ 9.83 por mes en términos de gasto mensual para comprar velas, velones, kerosén, etc. para suplementar el servicio eléctrico deficiente. Para los que consumen más de 300 kWh el costo unitario es US$ 0.06/kWh y el total mensual es US$ 33.68. Estos son gastos que no se tendrían que efectuar si habría un servicio eléctrico 24 horas al día. Es así que este dinero representa los fondos que se liberarían cuando los barrios PRA tengan un servicio eléctrico sin apagones.

Mucho de lo que se expuso sobre subsidios en el sector convencional aplica también a los barrios PRA.

En la Figura 4.3.6 se puede apreciar que cerca del 70% de la población de los barrios PRA cubren el 100% de su requerimiento de iluminación con 50 kWh/mes o menos. En el xxxxxx xxxxxxxxxxxx 00 kWh/mes cubre el requerimiento de iluminación para 80% de la población. Esta diferencia es atribuible al bajo consumo en iluminación en la Zona Fronteriza que sirve como muestra del componente rural del sector convencional.

Estimación de Consumo de Electricidad para Iluminación

300

250

200

150

100

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

Porcentaje de la Población

kWh/mes

Figura 4.3.6 Consumo estimado de electricidad, PRA (solo iluminación)

Nuevamente se presenta el Cuadro 4.2.4 esta vez como Cuadro 4.3.4 para que se pueda apreciar los escenarios de lo que una familia puede hacer con distintas cantidades de kWh/mes. Por ejemplo, se puede ver que 200 kWh/mes es suficiente para iluminación, un televisor, una nevera, un abanico, y una plancha. Esto demuestra que 200 kWh/mes permite un nivel de calidad de vida significativamente por encima de un mínimo básico.

CUADRO 4.3.4 Lo que se puede usar a distintos niveles de kWh/mes

	Bombillas	TV	Nevera	Abanico	Plancha
	(60 W, 4 hr/dia)	(200 W, 3 hr/dia)	(100 kWh/mes)	(80 W, 8 hr/dia)	(1100 W, 15 min/dia)
kWh/mes	Ctd	Ctd	Ctd	Ctd	Ctd

50	2	1		1
75	5	1		1
100	4	1		2	1
150	2	1	1	1
200	4	1	1	2	1

Como se puede apreciar en el Cuadro 4.3.5, aún en los barrios PRA una gran mayoría de la población tiene suficiente poder adquisitivo para toda una gama de electrodomésticos.

CUADRO 4.3.5 Porcentaje de la población que tiene distintos electrodomésticos

	Bombillas	TV	Nevera	Abanico	Plancha	Aire

PRA	99.3%	82%	75%	85%	62%	3%
Xxxxxx Xxxxxxxxxxxx, xxxx xx Xxxxx Xxxxxxx	99.7%	89%	84%	87%	70%	25%

4.4 Opiniones y Percepciones de los Encuestados

Al explicar la metodología se mencionó que también se incluyeron otras preguntas en cuanto a cultura de pago y percepciones de la población sobre contadores, y la preferencia institucional para recibir el servicio eléctrico.

¿Existe una cultura de no pago de la electricidad?

Es un hecho que las pérdidas totales de electricidad son muy elevadas en la República Dominicana en comparación a lo que es posible lograr. Las empresas distribuidoras reportan pérdidas totales entre 27% a 52%. En otros países empresas similares han logrado mantener las pérdidas por debajo de 10%. Por otra parte, el índice de cobranza de las empresas distribuidoras es solo 68% a 75% comparado con 95% a virtualmente 100% en empresas eléctricas solventes. ¿A qué se debe esto? Entre otros factores que contribuyen al problema, se habla de que existe una cultura de no pago. En el Cuadro

4.4.1 y en la Figura 4.4.1 se puede apreciar la situación actual en cuanto a la medición y pago de la electricidad.

CUADRO 4.4.1 Situación de medición y pago de electricidad

Descripción	Xxxxxx Xxx (%)	Fronteriza (%)	No PRA (%)	PRA (%)	Total (%)
1. Tiene medidor y paga una factura mensual	7.0%	63.6%	53.5%	16.0%	34.4%
2. Paga una cuota fija mensual	46.0%	5.8%	17.7%	41.0%	28.1%
3. Alguna vez ha pagado por la energía eléctrica	30.3%	15.6%	12.4%	17.0%	18.9%
4. Nunca ha pagado por la energía eléctrica	16.3%	13.5%	16.1%	26.0%	18.1%
Sin Respuesta	0.3%	1.5%	0.3%	0.0%	0.5%
Total	100%	100%	100.0%	100.0%	100.0%

En cuanto a no pagar por electricidad, lo que el Cuadro 4.4.1 muestra, en el peor caso (PRA), es que 26% de la población PRA señala que “nunca ha pagado por la energía eléctrica”. Obviamente, requerirá un esfuerzo y gasto para instalar medidores donde no existen y establecer una disciplina estricta de lectura, facturación, cobranza, corte y reconexión, pero los resultados muestran que no existe una cultura predominante de no pago. Es decir, aún en barrios PRA el 74% de la población paga actualmente o alguna vez ha pagado por la electricidad.

Para la población en forma total se observa que 34% tiene contadores y paga una factura mensual y 28% paga una cuota fija mensual. Sumando esos dos rubros se puede indicar que en la actualidad solo 63% de la población está pagando por el uso de la electricidad. X xxxxxx modo esto coincide con el hecho de que el índice de cobranza de las empresas eléctricas está en solo 70%.

En los cuadros en el resto de esta sección las letras C, F, N, y P tienen el siguiente significado:

C = Xxxxxx Xxx F = Fronteriza N = No PRA

P = PRA

1 Tiene contador y paga

factura mensual

2 No tiene

contador y paga

3 Alguna vez ha

pagado por

4 Nunca ha pagado

por energía eléctrica

tarifa fija mensual energía eléctrica

Figura 4.4.1 Situación de medición y pago de electricidad (C, F, N, y P)

¿Qué percepción tiene la población sobre los contadores?

En Cuadros 4.4.2 y 4.4.3 se pueden ver las respuestas en cuanto a las percepciones sobre contadores de la población en los barrios No PRA. En forma similar se pueden apreciar las respuestas para Xxxxxx Xxx y la Zona Fronteriza en Cuadros 4.4.4 y 4.4.5.

CUADRO 4.4.2 Opinión sobre contadores, parte 1 (No PRA)

No PRA, contador, parte 1	Porcentaje	Porcentaje Acumulado
1 Confía plenamente	14.3%	14.3%
2 No le gusta, pero acepta	33.4%	47.8%
3 Desconfía totalmente	52.2%	100.0%
Total	100.0%	100.0%

No PRA, contador, parte 2	Porcentaje	Porcentaje Acumulado
1 No confía en el contador	33.0%	33.0%
2 No confía en la persona que xxx el contador	31.9%	64.8%
3 No confía en la empresa eléctrica	35.2%	100.0%
Total	100.0%	100.0%
CUADRO 4.4.4 Opinión sobre contadores (medidores), parte 1
Descripción	Xxxxxx Xxx (%)		Zona Fronteriza (%)
Confía plenamente en los medidores	13.30		10.91
No les gusta pero los acepta	21.00		19.27
Desconfía totalmente de los medidores	61.70		60.36
Sin Respuesta	4.00		9.45
Total	100%		100%
CUADRO 4.4.5 Opinión sobre contadores (medidores), parte 2
Descripción	Xxxxxx Xxx (%)		Zona Fronteriza (%)
No confía en el medidor mismo	28.11		10.00
No confía en la persona que xxx el medidor	24.32		34.71
No confía en la empresa eléctrica	47.03		55.29
Sin Respuesta	0.54		0
Total	100%		100%

A los que desconfiaban totalmente se hacía otras preguntas con los siguientes resultados. CUADRO 4.4.3 Opinión sobre contadores, parte 2 (No PRA)

Estos resultados indican que para la mayoría de la población el problema no es el medidor en si, sino la empresa eléctrica y los que emplean para leer los medidores.

1 Confía plenamente 2 No le gusta, pero acepta 3 Desconfía totalmente

1 No confía en el

contador

2 No confía en la persona

que xxx el contador

3 No confía en la

empresa eléctrica

Figura 4.4.2 Opinión sobre contadores (PRA, No PRA, Xxxxxx Xxx, y Zona Fronteriza)

Otra pregunta fue ¿Cómo prefiere recibir su servicio eléctrico?

1. De una empresa eléctrica del gobierno.

2. De un empresa eléctrica privada

3. De una cooperativa eléctrica propiedad de la comunidad

4. Indiferente, No importa preferencia

En la Figuras 4.4.3 y 4.4.4 se pueden ver las preferencias expresadas.

1 Gobierno 2 Privada 3 Cooperativa 4 Indiferente

Figura 4.4.3 La preferencia institucional para recibir el servicio eléctrico (C, F, N, y P)

En la Figura 4.4.3 están los datos combinados para los cuatro universos y en la Figura

4.4.4 se puede apreciar tanto en barras separadas como en barras acumuladas las diferencias entre las preferencias en los cuatro universos. (Xxxxxx Xxx, Xxxx Fronteriza, No PRA, y PRA)

Y finalmente en la Figura 4.4.5 se muestran los resultados de la pregunta sobre el nivel de interés que tenía el entrevistado en formar parte de una cooperativa eléctrica.

1 Gobierno 2 Privada 3 Cooperativa 4 Indiferente

Figura 4.4.4 La preferencia institucional para recibir el servicio eléctrico (C, F, N, y P)

1 Nada 2 Algo 3 Mucho

Figura 4.4.5 Interés en formar parte de una cooperativa eléctrica (C, F, N, y P)

5.0 Opciones para Tarifas y Subsidios

En esta sección del informe se analizará las opciones para determinar los niveles tarifarios para las tres empresas de distribución en una forma objetiva, tomando en cuenta los resultados del estudio de voluntad de pago y las condiciones xxx xxxxxxx eléctrico.

Existe una infinidad de opciones para fijar niveles tarifarios dependiendo de la agenda del que los propone, pero el objetivo de esta sección no es de sugerir cifras, sino de establecer metas y mecanismos que se pueden usar para fijar las cifras en una forma objetiva.

Es menester recalcar que en un ambiente de monopolio, como el sector de distribución eléctrico, las tarifas tienen varias funciones como son:

1. Establecer el precio del servicio eléctrico a un nivel suficiente para que la empresa distribuidora puede operar sosteniblemente y cumplir con sus obligaciones financieras

2. Promover la eficiencia de la empresa distribuidora

3. Convencer a las empresas financistas de la estabilidad del sector eléctrico para reducir su percepción de riesgo y promoverles a ofrecer condiciones blandas para financiamiento de obras

4. Dar señales de precio a los usuarios para guiar su selección de equipos hacia las decisiones que contribuyen a optimizar el uso de los recursos del país para el desarrollo económico.

El primer objetivo refleja el “acuerdo empresarial” en que entren las empresas de distribución, eso es que, a cambio de reducir sus expectaciones de ganancia a niveles menores de lo que serían aceptables para otras empresas privadas, y de someterse a un régimen regulatorio, una empresa eléctrica espera seguridad en realizar las ganancias prometidas. Al regulador, entonces, le toca abogar por el bien de la empresa tanto como por el bien del usuario. El segundo objetivo refleja el hecho de que, como el servicio de distribución de electricidad se trata de un monopolio, el regulador juega un rol múltiple al fijar precio, exigir calidad y promover eficiencia. El tercer objetivo tiene que ver con una verdad de la distribución eléctrica, y eso es que debido al costo elevado de construir redes eléctricas, para lograr costos anuales bajos es necesario que las redes tengan una vida mucho más larga que otras inversiones industriales. Como de nada sirve tener un bien con una vida larga si las financieras insisten en plazos cortos e intereses altos, es necesario que el regulador abogue por la estabilidad xxx xxxxxxx. Inclusive se puede decir que si el regulador establece un ambiente en el cual los inversionistas pueden tener confianza de que podrán recuperar sus inversiones a largo plazo, la mayoría de los otros posibles problemas relacionados con selección de tecnología de generación etc. se solucionan por sí mismos. El último objetivo es el único que se relaciona con el consumidor y el objetivo no es defensa social “per sé”, sino de establecer un marco regulatorio bajo el cual el consumidor puede tomar decisiones basadas en criterios que justamente promueven el desarrollo. Entre ellos está la obligación de establecer tarifas que reflejen el costo al país de satisfacer una demanda eléctrica en forma sostenible. De

nada sirve que el cliente adquiera aparatos ineficientes con la esperanza de un costo bajo de energía si no hay como sostener un servicio eléctrico confiable a esa tarifa.

5.1 Filosofías Utilizadas para Establecer Tarifas

Existen muchos sistemas para determinar tarifas, pero los sistemas que van a ser evaluados en este informe caen dentro de tres clases:

1. Tarifa Indexada,

2. Costo de Servicio, y

3. Voluntad de Pago.

5.1.1 Tarifa Indexada

Este es el sistema tarifario actual, y consiste en establecer por negociación una tarifa base, una selección de factores con lo cual se puede indexar la tarifa para mantenerla corriente en el tiempo, y una fórmula para realizar dicha indexación. Para evitar confusión y controversias, es necesario especificar con mucho cuidado las fuentes de los valores para los elementos de indexación. En el caso actual, la tarifa base fue acordada en los acuerdos de Madrid en 2002. Los elementos de indexación incluyen el costo de combustible No 6., el valor del Índice de Precios al Consumidor (CPI) de los Estados Unidos, y la tasa de cambio del peso dominicano frente al dólar de los Estados Unidos (retrasado).

La ventaja de este tipo de tarifa es que es necesario establecerlo una sola vez, idealmente basado en un proceso competitivo. A partir de la negociación, el proceso de actualizar la tarifa consiste en el simple ejercicio aritmético de combinar los elementos de indexación de sus fuentes acordadas según la fórmula. De esta forma, se supone que la tarifa indexada está menos sujeta a manipulación por el regulador, porque los factores de ajuste son acordados y publicados y la fórmula es clara.

La dificultad con tarifas indexadas es que, con el pasar del tiempo, llegan a ser dominados por los factores de indexación y no por la tarifa original. En el caso dominicano, la tarifa para todas las distribuidoras, en pesos dominicanos, para Agosto de 2004 es casi tres veces la tarifa base de Septiembre 2002. Esto quiere decir que cualquier relación que tuvo la tarifa base a alguna lógica de costos de las distribuidoras ha sido sumergido en la operación de la formula de indexación. Para que siguiera guardando la relación inicial, no sólo sería necesario que el índice seleccionado refleje la variación de costos, sino que la fórmula simulara correctamente la contribución del índice al costo total. Como se puede entender, es casi imposible cumplir ambas condiciones, especialmente para grandes cambios en los índices.

Como consecuencia de lo indicado, el resultado típico de la operación de aumento por indexación es, paradójicamente, una tendencia de manipulación por el regulador, por los indiscutibles efectos de los grandes factores de indexación. En la actualidad eso es exactamente lo que comenzó a ocurrir en República Dominicana en Marzo del 2003,

cuando la Superintendencia comenzó a ordenar tarifas diferentes a las indexadas para ciertos sectores de usuarios, creando el Fondo de Estabilización para compensar a las distribuidoras, que, entre otras consecuencias, ha resultado en una carga de subsidio excesiva para el gobierno.

Se debe notar que la aplicación proyectada de la Tarifa Técnica cae dentro de este marco. Si bien es cierto que la Tarifa Técnica está basada en costo y no en negociaciones, su actualización en el tiempo depende de la aplicación de fórmulas de indexación. Si no se repite a menudo el proceso de recopilar y reactualizar los datos de costo en que se basa la Tarifa Técnica, la finalidad será igual, eso es, que la relevancia de la tarifa será determinada por la operación de los factores de indexación, y no por los costos meta de una empresa eficiente en que se supone que se debe basar.

Otro problema con un sistema de tarifas indexadas es que el regulador no tiene ningún incentivo para vigilar los costos de la distribuidora. Esto ocurre porque, siendo fijado la tarifa por elementos de indexación, se supone que el hecho que el distribuidor tiene la oportunidad de aumentar sus ganancias si minimiza los costos constituye suficiente incentivo hacia la eficiencia. La falla de este razonamiento se nota en la situación actual de la condición del sector eléctrico dominicano. Todas las distribuidoras están en quiebra porque sus costos son mayores que sus ingresos. En el caso de EDESUR y EDENORTE, el desmedido aumento de costos de operación de enero x xxxx de 2004 pasó completamente inadvertido y condujo directamente a la quiebra. En parte la causa de esta situación es la devolución de operación de estas empresas al estado, donde el control de costos es más informal, pero aún en EDEESTE, existe el caso de la compra de energía a un precio elevado de una empresa afín a AES. El interés del cliente se sirve tanto por la estabilidad del sector como por niveles favorables de tarifas. Es, entonces, obligación del regulador vigilar no sólo por los niveles tarifarios, sino los factores que favorecen la estabilidad de las distribuidoras. Un esquema tarifario que desliga la vigilancia de los costos actuales para enfocarse solamente en el cálculo de factores de indexación no está cumpliendo su deber.

5.1.2 Costo de Servicio

Este mecanismo consiste en la consideración periódica de los costos actuales de las empresas de distribución con la finalidad de fijar un sistema de tarifas adecuado para recuperar los costos prudentemente incurridos. El procedimiento comienza con establecer un año histórico de prueba, en que se puede cuantificar los costos por rubros con bastante precisión. En el caso de que se pueda establecer que en el futuro habría alguna condición diferente al pasado, se puede ajustar los resultados para el año de prueba por estos elementos cuyo valor e impacto se puede conocer con exactitud. Este proceso por lo general comienza con dividir los costos de la empresa en rubros de demanda, energía, costos de servicio de clientes y costos generales. Se determina la contribución de cada clase de consumidor a cada uno de estos rubros para determinar una tarifa objetiva. Una vez que los costos están proporcionados entre clases de consumidor, se puede subdividir cada clase para determinar la contribución a los costos de rangos de consumo para determinar tarifas para cada rango. El resultado de este proceso es una tarifa estrictamente basada en contribución a costo para cada rango tarifario de

consumidor. Con esta base, es posible introducir aspectos sociales y crear subvenciones cruzados, pero ya con una base cuantitativa para poder determinar con exactitud el monto y la consecuencia para las otras clases de consumidores cuando se crear una subvención para una clase.

Como este proceso es muy engorroso, es necesario buscar mecanismos para que sus revisiones sean necesarias sólo después de un período significativo. El período de validez normal es de dos años y ha habido empresas en condiciones estables xx xxxxxxx que han logrado hasta diez años antes de solicitar revisión de tarifas. Es importante notar que es la empresa la entidad que determina cuando solicitar revisión de tarifas y lo prolijo del proceso del estudio de costo de servicio muchas veces sirve para convencer a la empresa de solicitar tal revisión solamente en caso de real necesidad. Para poder lograr estos largos periodos de estabilidad tarifaria en el mundo actual, es necesaria indexar selectivamente ciertos costos. Por ejemplo, si el costo de la energía es sensible al precio de petróleo, se puede indexar selectivamente solamente el costo de la energía comprada, mas no la demanda, al precio del petróleo dentro de cierto rango de variación. Fuera de este rango, sería necesario seguir un proceso para aprobar un nuevo régimen de costos, pero solamente para ese elemento. Rara vez se suelen indexar costos que no sean de energía bajo este modelo.

Para evitar posibles distorsiones en el archivo de costos del año de prueba por parte del distribuidor, es necesario establecer una serie de metas o “benchmarks” con lo cual se puede comparar costos en diferentes renglones. Costos que superan la meta tendrían que ser investigados para determinar su prudencia antes de proceder a incluirlos en el cálculo de tarifas. El hecho de que haya que realizar una revisión de prudencia no significa automáticamente que se descarte el costo en cuestión, solo que será necesario para la empresa sustentarlo en una forma abierta y formal, con una análisis técnico basado en realidades auditables.

La ventaja de este proceso es el vínculo estrecho entre costo y vigilancia que asegura que el regulador está supervisando justamente el valor que más contribuya al éxito del sector. Además, el proceso crea una cantidad de información que, por ser un proceso público permite conocer a fondo los costos e ingresos de la empresa. Inclusive, la provisión de información detallada por la empresa es un requisito para que este esquema funcione.

La desventaja de este esquema es el requerimiento de organización, disciplina y capacidad técnica por parte del regulador. Lejos de ser un simple cálculo aritmético, como es un sistema de tarifas indexadas, este proceso requiere que se establezcan una serie de procedimientos, administrados por personal calificado, para que funcione.

Primero entre ellos es una norma contable detallado para que todas las empresas reporten sus costos en una forma común y consistente. Además es necesario desarrollar todo el marco de formatos estandardizados para los estudios de distribución de costos, y guías sobre cuáles costos serán admitidos para efectos de calcular tarifas. Como es de suponer, el proceso demanda que el personal del regulador sea de un alto nivel profesional.

En la República Dominicana, se ha tomado un paso hacia un sistema tarifario de costo con la preparación de la denominada Tarifa Técnica. Esta tarifa fue basada en un estudio de costos eficientes y podría servir como base para una meta contra la cual evaluar los costos actuales de las distribuidoras.

Fue la intención del equipo que preparó este informe realizar un estudio breve sobre distribución de costos entre clases, pero no fue posible obtener suficientes datos en el tiempo disponible. Además, como se nota el la Sección 2.2 de este informe, los costos operativos de las distribuidoras EDESUR y EDENORTE experimentaron una alza desmedida durante el periodo de estudio y no sería justificable tratar de recuperar dichos costos de los usuarios. Sin poder revisar más a fondo la fuente y destino de estos costos, tratar de realizar un estudio de distribución de costo sería solo un ejercicio académico.

5.1.3 Voluntad de Pago

En un mercado competitivo, el precio de un producto se determina por muchos factores, entre ellos el precio de alternativas (sustitutos). Esto incluye no sólo productos similares de diferentes marcas, sino productos completamente diferentes pero que cumplen “el mismo fin”. Por ejemplo, el precio de la carne de res está ligado no solamente a cual tienda lo vende, sino al precio del pollo, un sustituto para la carne de res. Cuando los precios de la carne de res son elevados, la gente compra más pollo, reduciendo las ventas de carne y contribuyendo a reducir el precio. Entonces, se puede decir que existe una elasticidad en la voluntad de pago para la carne que está ligada al precio y disponibilidad de sus sustitutos.

Este principio normalmente no se utiliza en la determinación de tarifas eléctricas para pequeños usuarios, que generalmente no tienen opciones energéticos atractivas, pero es una forma común de establecer tarifas para industriales y usuarios grandes para los cuales la autogeneración es una opción alcanzable. La coyuntura en la Republica Dominicana, con largos apagones que requieren que los usuarios recurran a velas y lámparas de kerosén para iluminar sus casas ha creado una situación que permite determinar con bastante exactitud la voluntad de pago para servicios energéticos hasta para usuarios muy pequeños, y usar esa información para determinar tarifas justificables para un servicio eléctrico de mayor calidad.

La metodología para esta determinación está basada en los resultados del estudio de voluntad de pago reportado en la Sección 4.0 de este informe. En la Figura 5.1 a continuación se presenta la relación entre la voluntad de pago revelada (el costo de todos lo insumos energéticos usados por el cliente) y el costo unitario ($US/kWh) para consumidores residenciales (clase BTS1) de diferentes niveles de consumo. La misma figura muestra la relación entre la voluntad de pago revelada y la tarifa ordenada para Agosto, 2004, y la tarifa indexada para el mismo mes. Se nota que la tarifa ordenada está por debajo de la voluntad de pago en todos los rangos, pero que la diferencia es mayor para los pequeños y los grandes consumidores. La tarifa indexada, en cambio queda por arriba de la voluntad de pago para el rango medio de consumidores, esto es, los que consumen entre 100 y aproximadamente 300 kWh/mes.

Fig. 5.1 Comparación de Voluntad de Pago con Tarifas

Comparación de VdP Revelada con Tarifas

US$/kWh

0.35

0.30

0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

0.00

<=50

50-100

100-200

200-300

300-700

>700

Rangos de Consumo (kWh/mes)

Tarifa Indexada

VdP Revelada

Tarifa Ordenada

Se puede, entonces proponer una tarifa que tiene rangos acordes con la distribución de la voluntad de pago. Si esta tarifa se acompaña con una mejora en el servicio, debe de ser posible construir un esquema en que ningún cliente experimente un incremento en su costo total de energía. El aumento de costo de la electricidad se compensa con la reducción de costo de otros energéticos.

5.2 Escenarios Tarifarios

En esta sección del informe se presentará el resultado de varias pruebas de modificación de la tarifa actual que han sido sugeridos por diversos actores en el sector. Los escenarios investigados serán:

1. Reducción del actual nivel de subvención para que lo reciba solamente los usuarios con consumos menores a 200kWh.

2. Similar al primer caso, pero con una reducción del nivel de subsidio hasta que solamente los usuarios con consumos menores a 100kWh lo reciba.

3. Una tarifa basada en la curva de voluntad de pago, construido con la intención de mantener el costo total de los energéticos constante al usuario, suponiendo que se acompaña un aumento tarifario con un incremento en las horas de servicio de esa manera eliminando la necesidad de comprar energéticos alternativos.

Para cada escenario se presentará el impacto al usuario por dos mecanismos, un calculo de una cuenta típica para diferentes niveles de consumo, y con referencia a la voluntad de pago revelada. También se presentará una evaluación del impacto sobre el requerimiento de subvención por el Fondo de Estabilización.

5.2.1 Estructura Tarifaria

Antes de proceder al análisis, es necesario aclarar un detalle sobre estructura de la tarifa. La Tarifa Ordenada está ahora estructurada como una combinación de tablones y bloques, con la estructura de tablones para todos los usuarios hasta un total mensual de uso de 701 kWh. En ese nivel de uso, la estructura cambia a estructura de bloque, y a estos usuarios se les facturará una tarifa única por unidad por todos los kWh consumidos.

El siguiente gráfico describe la actual estructura de combinación tablones y bloques de la Tarifa Ordenada

Tarifa Ordenada Mayo 2004 - Tablones y Bloques

6.2

8.22

7.31

3.43

2.87

RD$ / KWH

0 000 000 000 400 500 600 700 800 900 1000 >

KWH CONSUMO / MES

Eliminando completamente los tablones en la estructura de arriba en favor de una estructura de bloque puro resulta en lo siguiente:

Tarifa - Bloque Incremental

RD$ / KWH

KWH CONSUMO / MES

El cambio a una estructura de bloque tiene dos efectos importantes. El primero es de incrementar las rentas de la distribuidora aún sin incremento en los valores fijados para los anteriores tablones (actualmente bloques) ya que el beneficio de consumo más bajo subvencionado solamente se aplica a aquellos con consumo limitado total, en oposición al sistema de tablones que da el beneficio de la tarifa para el primer tablón de energía a todos los usuarios al cual se extiende el tablón, sin tomar en cuenta su uso total hasta pasar el limite de los 700 kWh. El segundo efecto es de introducir discontinuidades en las facturas debido al movimiento de un bloque a otro. Por ejemplo, si un bloque se aplica al rango de 0-200kWh y el siguiente a consumos mayores a 200kWh, los montos totales de dos facturas parecidas, uno para 199kWh y otra para 201kWh podrían ser bastante diferentes, dependiendo de los valores de tarifa de los diferentes bloques. Suponiendo que la tarifa para el bloque de 0-200kWh es $RD2.87/kWh y la tarifa para el siguiente bloque sea $RD3.62/kWh, la factura para un consumo de 199 kWh sería $RD 571 mientras la factura para un consumo de 201 kWh sería $RD 728, un aumento de factura de 27% para un incremento de 1% en el consumo. Los escenarios 1 y 2 a continuación, muestran la eliminación del subsidio hasta un nivel de 200 y 100kWh respectivamente, e implican una conversión de la estructura de la tarifa indexada progresivamente a una estructura de bloques.

5.2.2 Escenario 1: Eliminar Subsidio a Consumo Mayor a 200kWh

Se probó este escenario utilizando los determinantes tarifarios (número de consumidores y consumo medio) xx Xxxx 2004, y la tarifa indexada xx Xxxxxx, 2004. Se modificó la tarifa indexada para crear un bloque separado para consumos menores a 200kWh/mes, dejando el resto de la tarifa para consumos de 200kWh/mes hasta 700 kWh/mes con la estructura de tablones usado por la tarifa indexada. El valor de la tarifa para el bloque de consumos totales menores a 200kWh/mes es el mismo que el valor de la tarifa ordenada para el tablón de 200kWh. El resultado se presenta en la Fig. 5.2, comparado con la curva de voluntad de pago.

Se nota que la tarifa sobrepasa la voluntad de pago revelada para consumos de 200 a 300 kWh/mes. La voluntad de pago revelada refleja el consumo total de energéticos, incluyendo electricidad y fuentes suplementarias como velas y kerosén. El hecho de que la tarifa eléctrica lo sobrepasa es una indicación de que para usuarios de ese nivel de consumo, habría un aumento de gasto familiar total, aun si se mejorara el servicio eléctrico suficientemente como para eliminar la necesidad de gastos para suplementos.

Efecto de Limitar Subsidio a <200kWH

0.35

0.3

0.25

0.2

Voluntad de Pago

0.15

0.1

Tarifa Eléctrica

0.05

<50

00-000 000-000 000-000 000-000

>700

Consumo kWH/Mes

US$/kWH

Fig. 5.2 Efecto de Restringir el Subsidio a Consumos de Menos de 200kWh/mes

El impacto de la tarifa en cuanto al aumento de la factura para diferentes niveles de consumo se presenta en la Figura 5.3.

Figura 5.3 Comparación de Facturas
Consumo kWH/mes	Factura Tarifa Ordenada $US	Factura Subsidio <200kWH $US	Cambio %
95	$8.08	$8.08	0.0%
105	$9.21	$9.21	0.0%
195	$16.75	$16.75	0.0%
205	$17.57	$38.77	120.6%
295	$25.85	$54.58	111.2%
305	$27.10	$56.54	108.7%
695	$89.08	$141.00	58.3%
705	$143.94	$155.43	8.0%
1400	$282.26	$305.93	8.4%

Se nota que la distribución de aumentos tarifarios no es uniforme entre los niveles de consumo. Aparte del bloque de consumo menor a 200kWh que, por diseño, no recibe ningún aumento, clientes con consumos entre 200kWh y 300kWh/mes tienen más de 100% de aumento, mientras los aumentos de los otros niveles de consumo varían de 8% a 58%. Se nota también el incremento de factura desde $16.75 a $38.77 para apenas un aumento desde 195 kWh a 205 kWh. Este incremento brusco es producto de la estructura por bloque del primer bloque de 0-200kWh/mes de consumo. En comparación, el

incremento de 695kWh a 705kWh/mes, también una transición de bloque, es menos brusco debido a que el valor de tarifa de los bloques adyacentes es muy parecido.

Otro resultado es que la tarifa promedia para este caso aumenta 20% con relación a la tarifa ordenada. Similarmente, el monto que debería pagar el GORD por concepto del Fondo de Estabilización se reduce en 65% en comparación con la situación que ocurre con la tarifa ordenada.

El hecho de que la tarifa eléctrica en este caso sobrepasa la voluntad de pago tiene otro efecto importante, y eso es que la mejora en la calidad de servicio llevará consigo un incremento de consumo. Si se desea que no se aumente el monto familiar dedicado a energéticos, es necesario incorporar este potencial aumento de consumo en el cálculo. El efecto de una mejora en la calidad de servicio, representado por más horas de servicio, no tiene un efecto lineal, debido a las diferentes características de las cargas a servir.

Suponiendo que las restricciones de servicio actual por lo general reducen el acceso a electricidad en las horas pico, una suposición apoyada por el elevado consumo de kerosén y velas, el efecto de incrementar las horas de servicio sería casi lineal. Eso es que si se aumentan las horas de servicio por 20%, el consumo por iluminación podría aumentar en casi igual proporción. En cambio, para aparatos como neveras, consumen casi lo mismo con 8 o con 24 horas de servicio, porque aun con electricidad 24 horas, sus compresoras solo necesitan operar un tercio del día para cumplir con su función de refrigeración.

Similarmente, los usuarios reportan que programan actividades como el lavado de ropa, planchado, etc. para las horas en que hay energía, indicando que el consumo para estas actividades probablemente no aumenta con una mejora en horas de servicio.

Para efectos de compensar estos incrementos de consumo que resultan de mejoras en las horas de servicio, se parte de la premisa de que se desea evitar un aumento en el gasto total mensual familiar para energéticos. Entonces se establece un margen entre el valor de la curva de VdP y la tarifa propuesta así, expresado en un porcentaje del VdP unitario:

Consumo kWH/mes	Margen % VdP
<50	40%
50-100	15%
100-200	10%
200-300	7%
300-700	4%
>700	25%

La tarifa proveniente de estas consideraciones utiliza las mismas cuotas fijas de la tarifa indexada y aplica los siguientes cargos por energía, expresados en pesos dominicanos:

Tarifa Subsidio<200kWH
Rango Consumo	Cargo Energia $RD/kWH
0-200	2.87
200-300	5.5
300-700	8.53
>700	8.53

El resultado de estas consideraciones se muestra en Fig. 5.4, y el resultado de esta modificación en cuanto a los aumentos de factura para diferentes clases se presenta en Fig. 5.5.

Subsido Limitado a <200kWH

Tarifa Reducida por VdP

0.35

0.3

Voluntad de Pago

0.25

0.2

0.15

0.1

Tarifa Eléctrica

0.05

<50

00-000 000-000 000-000 000-000

>700

Consumo kWH/Mes

US$/kWH

Fig. 5.4 Limitar Subsidio a <200kWh

Fig 5.5 Comparación de Facturas
Consumo kWH/mes	Factura Tarifa Ordenada $US	Factura Modificada Subsidio <200kWH $US	Cambio %
95	$8.08	$8.08	0.0%
105	$9.21	$9.21	0.0%
195	$16.75	$16.75	0.0%
205	$17.57	$33.98	93.4%
295	$25.85	$43.95	70.0%
305	$27.10	$45.73	68.7%
695	$89.08	$130.18	46.1%
705	$143.94	$155.43	8.0%
1400	$282.26	$305.93	8.4%

El aumento de la tarifa promedia es 15% y la obligación del GORD para el FdE se reduce en 49%.

5.2.3 Escenario 2: Eliminar Subsidio a Consumo Mayor a 100kWh

En un análisis similar al de la sección anterior, se puede considerar eliminación del subsidio para consumos mayores a 100kWh/mes. El resultado de esta prueba se presenta en la Figura 5.6.

Eliminar Subsidio para >100kWH

0.35

0.3

Voluntad de Pago

0.25

0.2

0.15

0.1

Tarifa Eléctrica

0.05

<50

00-000 000-000 000-000 000-000

>700

Consumo kWH/Mes

US$/kWH

Fig. 5.6 Eliminar Subsidio a Consumo Mayor a 100kWh/mes

Se nota que esta propuesta sobrepasa de forma substancial a la curva de VdP, indicando que habría un aumento significante en gasto total familiar para energéticos aun con una mejora en la calidad de servicio suficiente para eliminar el requerimiento de energéticos suplementarios.

La distribución de aumentos de tarifa entre los diferentes niveles de consumo se presenta en la Figura 5.7.

Fig. 5.7 Comparación de Facturas
Consumo kWH/mes	Factura Tarifa Ordenada $US	Factura Subsidio <100kWH $US	Cambio %
95	$8.08	$8.08	0.0%
105	$9.21	$20.14	118.6%
195	$16.75	$37.01	121.0%
205	$17.57	$38.77	120.6%
295	$25.85	$54.58	111.2%
305	$27.10	$56.54	108.7%
695	$89.08	$141.00	58.3%
705	$143.94	$155.43	8.0%
1400	$282.26	$305.93	8.4%

Al igual que la situación con el Escenario 1, los aumentos de factura son sustanciales para ciertos niveles de consumo, en este caso de 100kWh/mes al 700kWh/mes. El aumento de

la tarifa promedia para este escenario es 27% y la reducción en la obligación del GORD por efectos del FdE es 90%.

Para resolver el problema de sobrepasar el VdP, se realizó una modificación para no pasar la curva de VdP. La tarifa que resulta de este cálculo se presenta abajo. El bloque de 0-100kWh/mes corresponde al valor actual de la tarifa ordenada, y el valor para los tablones y bloques de 200kWh a >700kWh corresponden a la tarifa indexada. Solamente el valor para el tablón de 100 a 200kWh es modificado.

Tarifa Subsidio <100kWH
Rango Consumo	Cargo Energia $RD/kWH
0-100	2.87
100-200	4.7
200-300	8.53
300-700	8.53
>700	8.53

Subsidio Limitado a <100kWH

Tarifa Reducida por VdP

0.35

0.3

Voluntad de Pago

0.25

0.2

0.15

0.1

0.05

Tarifa Eléctrica

<50

00-000 000-000 000-000 000-000

>700

Consumo kWH/Mes

US$/kWH

El resultado de este ejercicio se presenta en las Figuras 5.8 y 5.9. Figura 5.8 Eliminación de Subsidio >100kWh, Modificada

Fig. 5.9 Comparacón de Facturas
Consumo kWH/mes	Factura Tarifa Ordenada $US	Factura Subsidio <100kWH $US	Cambio %
95	$8.08	$8.08	0.0%
105	$9.21	$14.22	54.4%
195	$16.75	$26.02	55.4%
205	$17.57	$27.70	57.6%
295	$25.85	$47.19	82.6%
305	$27.10	$49.36	82.1%
695	$89.08	$133.81	50.2%
705	$143.94	$155.43	8.0%
1400	$282.26	$305.93	8.4%

Se nota la reducción de aumento de facturas en comparación con la Fig. 5.7, aunque todavía hay aumentos de más de 80% para consumo entre 200 kWh y 300kWh/mes. La tarifa promedio de este escenario representa un aumento de 20% y una reducción de la obligación del FdE de 66% en comparación con la tarifa ordenada para Agosto de 2004.

5.2.4 Escenario 3: Tarifa de Voluntad de Pago

Si bien es cierto que en los anteriores dos escenarios, se ha considerado la curva de voluntad de pago para modificar la propuesta tarifaria, en este escenario, se propone preparar una tarifa optimizada para rendir el máximo de ingreso sin violar el requerimiento de no aumentar el gasto total familiar para energéticos. Para este escenario, se ha desarrollado la tarifa indicado abajo:

Tarifa VdP
Rango Consumo	Cargo Energia $RD/kWH
0-200	4.7
200-300	8.7
300-700	9.5
>700	9.5

La tarifa consiste de tablones para evitar el problema de cambios bruscos de factura cuando el consumo sobrepasa los límites de un bloque. Sin embargo, se ha mantenido la estructura de bloque para consumos mayores a 700kWh, para mantener consistencia con la tarifa ordenada actual. Debido al alto costo de energéticos alternativos para consumidores pequeños (menores a 100kWh), sería posible establecer un bloque de 0- 100kWh y aumentar la tarifa hasta cerca del nivel de la tarifa indexada ($RD6.92/kWh) pero se considera que será difícil políticamente lograr este resultado.

El resultado de aplicar esta tarifa y su impacto sobre las facturas se presenta en las Figuras 5.10 y 5.11.

Tariffa Modelo Voluntad de Pago

0.35

0.3

Voluntad de Pago

0.25

0.2

0.15

0.1

Tarifa Eléctrica

0.05

<50

00-000 000-000 000-000 000-000

>700

Consumo kWH/Mes

US$/kWH

Fig. 5.10 Tarifa VdP

Fig. 5.11 Comparación de Facturas
Consumo kWH/mes	Factura Tarifa Ordenada $US	Factura VdP $US	Cambio %
95	$8.08	$12.49	54.6%
105	$9.21	$14.22	54.4%
195	$16.75	$26.02	55.4%
205	$17.57	$27.73	57.8%
295	$25.85	$47.60	84.2%
305	$27.10	$49.91	84.2%
695	$89.08	$143.97	61.6%
705	$143.94	$172.79	20.0%
1400	$282.26	$340.41	20.6%

Se nota que el aumento máximo de una factura es 84%, igual a cualquier de las otras tarifas ajustadas para tomar en cuenta la voluntad de pago, pero el aumento promedio de la tarifa es 25% y la reducción en obligación del GORD por concepto del Fondo de Estabilización es 81%. Se puede concluir, entonces que diseñar una tarifa que toma en cuenta explícitamente a la voluntad de pago es más eficiente en incrementar ingreso, y para reducir el monto del subsidio del FdE, que simples modificaciones de la tarifa indexada/ordenada.

5.3 Conclusiones

De lo presentado en esta sección se puede concluir lo siguiente:

1. En un mercado eléctrico regulado, especialmente cuando dos de las empresas distribuidoras son propiedad del estado, un sistema tarifario que desliga la supervisión de la revisión de costo no es conveniente. El sistema actual de tarifas indexadas convierte la regulación en un simple cálculo aritmético mensual y no provee incentivos a la Superintendencia para revisar costos actuales de servicio. El resultado ha sido que el incremento desmedido de costo en EDESUR y EDENORTE de enero x xxxx 2004 pasó desapercibido. Este aumento de costo fue un factor importante conduciendo a estas empresas a la incapacidad de pagar sus costos de generación, y por ende a la crisis actual de apagones.

2. Las tarifas indexadas actuales son más de tres veces mayores a las tarifas originales, indicando que están dominadas más por la selección y cálculo de los elementos de indexación que cualquier relación que pudiera haber tenido con el costo de operación de las empresas. La llamada Tarifa Técnica es nada más que otro tipo de tarifa indexada, aunque tiene su base en costo. Si se lo aplica, debería ser actualizada frecuentemente por referencia a costos actuales.

3. La estructura tarifaria con bloques en vez de tablones tiene el inconveniente de causar incrementos bruscos de factura para consumos cercanos a los límites de los bloques.

4. Las propuestas de eliminar los subsidios para consumos mayores a 200kWh y a 100kWh fueron investigadas. Si se aplican las modificaciones como sencillos retornos a la tarifa indexada para consumos mayores a estos niveles, el resultado es un incremento substancial de tarifas para ciertos niveles de consumo. Además, los aumentos que resultan de esta estrategia sobrepasan la voluntad de pago de una cantidad significante de usuarios, indicando que aun mejorando las horas de servicio, significarán un aumento de costo total familiar, conduciendo probablemente a protestas por parte del pueblo. Cuando las tarifas están modificadas para respetar la voluntad de pago, el resultado en términos de reducción de la obligación del GORD para el FdE no es tan atractivo.

5. Se ha presentado un mecanismo para configurar tarifas basadas en la curva de voluntad de pago y un sistema de tablones tarifarias que da como resultado una mejor distribución de los aumentos de factura a la vez que origina una mayor reducción en la obligación del GORD frente al FdE.

Se debe notar que cualquier plan de reducción de subsidio o aumento de tarifa debe ir acompañado por un programa de mejoramiento de horas de servicio. De esta manera será posible reducir el monto que los usuarios pagan por energéticos alternativos a la vez que aumenta lo que pagan por electricidad. El resultado será que el nivel de gasto familiar para energéticos no aumente, dando mejores posibilidades de aceptación del aumento tarifario.

6.0 Barreras que Afectan las Mejoras en la Eficiencia

Como se lo ha venido fundamentando en secciones anteriores, se puede aseverar claramente que sin importar cambios en la estructura tarifaria o entregas del subsidio, la única manera de hacer sostenible y financieramente viable el sector eléctrico dominicano, es reducir los niveles de pérdidas y mejorar colecciones. Uno de los postulados de la capitalización, fue que la disciplina privada del operador, alcanzaría estas metas en un período corto. La falta de éxito en este acápite por parte de AES y de Unión Fenosa, aun después de hacer inversiones significativas en el sistema, ha sido el factor más importante que ha precipitado la actual crisis.

Dado el poco tiempo disponible en el presente estudio, no es la intención de esta sección el presentar un análisis técnico y detallado para la reducción de las pérdidas del sector (que como se verá adelante, está plenamente justificado), si no mas bien, basado en una serie de entrevistas con el personal a varios niveles de EDESUR, EDENORTE, EDEESTE, la SIE, PROTECOM, PAEF, la Procuraduría y grupos organizados de consumidores, se trata mas bien de identificar las barreras principales que impedirían la mejora de estos indicadores. Adicionalmente a reuniones separadas con cada uno de los actores, bajo la coordinación de la CNE y la SIE, se han realizado más de 6 encuentros conjuntos en el afán de encontrar lineamientos de consenso en la identificación y eliminación xx xxxxxxxx.

Como se verá en los párrafos siguientes, la problemática de cobro y pérdidas en el sector eléctrico es un tema con implicaciones muy complejas ya que bordea, a decir de algunos entrevistados, aspectos tan intrínsicos como el cultural (“robar electricidad es el 2do deporte nacional”), pasando por complicaciones e inefectividades notorias en los procedimientos y actores principales, llegando hasta hechos que bordean al aspecto puramente delictivo. Robar electricidad, es un delito penal en la República Dominicana, pero por las dimensiones y resultados conseguidos hasta el momento, es un tema absolutamente fuera de control que incluso ha generado hasta cierto punto, un grado de “conformismo – obligado” el los actores principales. Definitivamente, la mala calidad de servicio, la deteriorada imagen de las distribuidoras (del sector en general) y una falta de señales claras y consecuentes de las autoridades gubernamentales, han sido elementos continuamente mencionados en las entrevistas, como propiciadores de esta situación.

En julio de 2001, casi dos años después de la constitución de las empresas resultantes de la capitalización de las unidades de negocio en las cuales fue reestructurada la Corporación Dominicana de Electricidad (hoy Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales) se promulga la Ley General de Electricidad (en lo adelante, LGE) que, por un lado trae consigo la configuración del delito de sustracción de energía eléctrica como un delito sujeto a la pena del artículo 401 del Código Penal (artículos 124 y 125 de la LGE) y por otro lado, la creación de la Oficina de Protección al Consumidor de Electricidad cuya función es “atender y dirimir sobre los reclamos de los consumidores de servicio público frente a las facturaciones, mala calidad de los servicios o cualquier queja motivada por excesos o actuaciones indebidas de las empresas distribuidoras de electricidad” (Art. 121

de la LGE). En fecha 19 de julio de 2002, fue dictado el Xxxxxxx Xx. 000 que crea el Reglamento de la LGE.

Posteriormente se emite el Xxxxxxx Xx. 000-00 de fecha 19 de Septiembre de 2002 (que modificaba el Decreto 555 y que en lo adelante ambos serán denominados como “el Reglamento”) según es establecido un procedimiento para la detección del fraude.

6.1 Principales Barreras Identificadas

A fin de poder enfocar de una mejor manera, las barreras identificadas en las entrevistas, se agrupan en tres aspectos principales. Para cada caso, se ha tratado de diferenciar las barreras legales (Leyes penales y de electricidad, Reglamento y Resoluciones de la SIE) de las de Gestión Comercial (aspectos principalmente controlados por la distribuidora). Como es lógico, en el caso de las “Pérdidas Administrativas”, solo se mencionan aspectos referentes a la Gestión Comercial. Como se mencionó anteriormente, evidentemente hay una correlación, en mayor o menor grado, entre todos estos aspectos.

6.1.1 Pérdidas Administrativas

Son aquellas generadas completamente al nivel de la empresa distribuidora, y en general se refieren a aspectos inherentes al diario vivir de las mismas, como son: mantenimiento de bases de datos, atención al cliente, supervisión de cuadrillas, etc.

6.1.1.1 Aspectos de Gestión Comercial

a. Usuarios promediados

Existe un significativo número de usuarios promediados (prácticamente cerca del 50% en una de las distribuidoras). Esto provoca distorsiones en toda la gestión comercial ya que con esto, no solo incentiva el uso irracional de energía por parte del usuario, si no que suscita cuestionables valores de facturación, compensaciones por irregularidades y fraudes detectados por las distribuidoras. Se estima que debido a esta situación los principales índices comerciales son altamente influenciados en períodos de apagones (facturación, pérdidas, etc.).

b. Bases de datos comerciales inconsistentes

Varios usuarios han manifestado y así lo han confirmado las distribuidoras, que todavía tienen algunos problemas de inconsistencias en sus bases de datos. Esto origina problemas de emisión erróneas de facturas (sub o sobre facturadas).

c. Calidad de servicio

Como resultado de aspectos bajo su control (por ejemplo las mencionadas arriba) y otros fuera de la misma (por ejemplo, disponibilidad de energía), las distribuidoras están imposibilitadas de entregar un servicio de calidad.

d. Atención al cliente

El servicio al cliente puede mejorar notoriamente. Se deben corregir problemas por ejemplo como los de tardanza en la instalación de servicios, corrección xx xxxxxx y la existencia de una muy frágil relación con el cliente.

e. Ineficiencia en la atención a eventos rutinarios

Hay indicios claros sobre la existencia de brigadas de las distribuidoras inapropiadamente equipadas. Por ejemplo, durante el período de estudio, se ha podido constatar que una brigada para corregir una falla simple de medición (bornes del contador estaban quemados), ha tenido que visitar el suministro tres veces en el lapso de dos semanas. En este tiempo, y debido a que la brigada no contaba con los materiales apropiados, el contador del suministro no registraba la energía consumida. En este caso en particular, las pérdidas para la distribuidora no solamente son en los salarios, dietas y transporte de las brigadas, sino mas bien en la energía no facturada y además la oportunidad perdida de que la brigada esté efectivamente corrigiendo otras anomalías en su sistema.

6.1.2 Pérdidas por Xxxxxx

Se entiende por pérdida fraudulenta, a aquella causada por toda operación intencionalmente realizada en ella o en alguna de sus partes, y que permita el consumo de electricidad sin que éste sea debidamente anotado o registrado en el medidor correspondiente.

6.1.2.1 Aspectos Legales

Barrera 1. Contradicciones en la Ley General de Electricidad (LGE) y en el Reglamento

A) La LGE ha constituido la sustracción de energía eléctrica como un delito de tipo penal (artículos 124 y 125 de la LGE). En consecuencia, toda la competencia para decidir si existe o no fraude es de los tribunales penales. La atribución consentida a la SIE en el Párrafo IV del artículo 494 del Reglamento es ilegal. La contradicción es aun más evidente al examinar el literal f del Párrafo I del Art. 492 del Reglamento, según el cual, una vez se levanta el acta de infracción, el Ministerio Público pone en movimiento la acción pública, de donde se deduce que la intención primera es que no hay lugar a intervención de la SIE una vez se levanta el acta de fraude.

Barrera 2. Falta de Claridad en las Interpretaciones del Reglamento de Electricidad

A) La situación de que el Ministerio Público es en estricto rigor la autoridad pública principal de la brigada de la Unidad Operativa AntiFraude, sin la formación profesional adecuada hace depender del funcionario de la SIE o de la Distribuidora la determinación del delito. La ausencia de tipificación de las infracciones descritas en los artículos 124 y 125 de la Ley dificulta el consenso en el levantamiento del acta de infracción.

B) Consecuencia de la atribución consentida en el Reglamento, precedentemente citada, PROTECOM ha estado interviniendo frente a reclamos de los usuarios. Esta intervención del PROTECOM se ha constituido en una aparente barrera al cobro de las sumas adeudadas, en tanto que se ha centrado en el rechazo a la determinación del fraude y en la reducción de las sumas a pagar sin considerar que:

i. Para la determinación del fraude no es imprescindible la presencia de un oficial de la SIE en razón de la contradicción existente entre los decretos Nos. 749 y 748-02 de conformación del Programa de Apoyo a la Eliminación del Fraude (en lo adelante, “PAEF”), que hace facultativa la presencia del oficial de la SIE cuando se detecta el fraude. Y en todo caso, el artículo 491 del Reglamento faculta a las empresas Distribuidoras a realizar operativos de “regularización” notificar dicha acta a la SIE y facturar los consumos no registrados, de acuerdo con la “Tabla de Homologación de Consumos” que apruebe la SIE, por el tiempo en que permaneció la irregularidad, sin que pueda exceder de cinco meses.

ii. A pesar que aparentemente se encuentra consensuada, la SIE todavía no ha promulgado la Tabla de Homologación de Consumos necesaria para el cálculo adecuado de las sumas a ser pagada como deuda generada a favor de la distribuidora en ocasión del fraude.

iii. Parte de las sumas recaudadas por estos conceptos se destinan tanto al PROTECOM, como al Ministerio Público como a los programas relacionados con el incentivo xx xxxxxxx de energía renovable (según el Artículo 492 del Reglamento). Sin embargo, esto deriva en una pérdida “de-facto” para las empresas Distribuidoras que no alcanzan a recuperar el valor total de la energía servida y dejada de facturar.

iv. Existen contradicciones legales sobre la obligatoriedad de la participación de la SIE, vía PROTECOM en las brigadas del PAEF, lo que ha llevado a la anulación de actas de fraude, con lo cual el hecho delictivo ha quedado impune y ha debilitado sensiblemente la eficacia y la motivación de las propias brigadas y de las empresas distribuidoras.

6.1.2.2 Aspectos de Gestión Comercial

Barrera 1. Fraude Interno

Se está multiplicando el fraude electrónico, es decir el manipuleo de los sistemas de programación interna de los medidores electrónicos de los grandes clientes. Esto tiene consecuencias de mucha gravedad por dos motivos fundamentales: a) dada la sofisticación del fraude y el conocimiento que se requiere para hacerlo, es muy probable que se trate de los propios funcionarios de las distribuidoras, lo cual es muy difícil de detectar y combatir; y b) los montos defraudados suelen ser bastante elevados por tratarse de grandes consumidores.

Barrera 2. Relación con los Usuarios

Las distribuidoras, en varias oportunidades, han exagerado el monto del resarcimiento por la energía no cobrada, dando origen a reclamaciones de los consumidores ante el PROTECOM, a las investigaciones pertinentes de este organismo y posteriormente a la conminatoria a la distribuidora a modificar los montos. La consecuencia real es un daño a la imagen de la distribuidora debido al descrédito de la seriedad de las mismas a un justo resarcimiento, un costo mayor del PROTECOM para realizar las pesquisas pertinentes y una dilación innecesaria en la captación de los fondos a recuperarse.

Barrera 3. Falta de recursos en las distribuidoras para hacer inversiones en su sistema y programas de detección de anomalías y fraudes. A pesar de sus maltrechas situaciones financieras, EDEESTE ha estado tratando de invertir recursos dirigidos a sus programas de reducción de pérdidas. Dada la magnitud del problema, estos recursos parecen ser insuficientes.

6.1.3 Bajo Nivel de Cobranza

6.1.3.1 Aspectos Legales

Barrera 1. Trabas y procesos engorrosos que ocasionan una baja efectividad en el corte. Barrera 2. Intervenciones del PROTECOM

A) En varias ocasiones pasadas el PROTECOM2 ha intervenido ordenando la reconexión del usuario, sin que se haya determinado la procedencia del reclamo o sin que se reconozcan los valores a pagar a favor de la Distribuidora o en todo caso, sin que se penalice al usuario que se reconecta ilegalmente en tanto se dirime el conflicto ante el organismo de protección al consumidor.

B). La intervención del PROTECOM en los casos de regularizaciones previstas en el artículo 491 del Reglamento, parece haber impedido la recuperación satisfactoria de la energía no facturada una vez es emitida la “factura complementaria” a que se refiere tal artículo. Esto sin perjuicio del reclamo de los usuarios, en algunos casos adecuados, respecto de facturaciones excesivas de las Distribuidoras.

6.1.3.2 Aspectos de Gestión Comercial

Barrera 1. Debilidades en la Gestión de Cobros y la Recuperación de Deuda Ocasionan los bajos niveles de Cobros existentes. Los sistemas de EDESUR y EDENORTE, en el 2001, efectivamente tuvieron niveles de cobro de 92% y 86% respectivamente, demostrando la capacidad xxx xxxxxxx de aceptar tales niveles de eficiencia.

2 Como se sabe, recientemente hubo un cambio en la administración pública. Las aseveraciones de los entrevistados fueron enmarcadas en el proceder de las instituciones en los últimos años, por lo que estas prácticas no han sido necesariamente realizadas por la presente administración (con apenas 4 a 6 semanas en el cargo).

Barrera 2. Poca gestión de cobro.

Al menos en las zonas de EDENORTE y EDESUR, en el pasado, la distribuidora capitalizada no cobró nunca a poblaciones enteras especialmente en áreas rurales.

Barrera 3 Facilidad de pago

Hay deficiencia en centros de cobranza de las distribuidoras, especialmente fuera de la capital, lo que obliga a muchos consumidores a desplazarse varios kilómetros para efectuar el pago, siendo el resultado inmediato una elevada morosidad en los cobros.

6.2 Recomendaciones para Eliminar las Barreras Identificadas

En la tabla siguiente, se presentan recomendaciones y acciones que se debería ejecutar a fin de reducir los niveles de pérdidas y mejorar el nivel de cobranza. Como es de notar, a causa de las barreras enunciadas, habrá recomendaciones obvias para su implementación y que no están escritas en esta sección. Las recomendaciones aquí mostradas, se las consideran aplicables a corto plazo, ya que no requieren de la modificación del Reglamento o la Ley de Electricidad. Pero también se incluyen sugerencias para aplicarlas ante una revisión del reglamento que influyen directamente en los temas de fraude y cobranza. Estas últimas sugerencias se enumeran al final de este capítulo.

Tabla 6-5-1 Recomendaciones para eliminar las barreras identificadas

Tipo de Pérdida	Recomendación y Acción

1. General
1.1 General, falta de coordinación efectiva entre los actores.	1.1 Conformar a la brevedad posible, un “Xxxxxx xx Xxxxxx”, xxxx xx xxxxxxxxxxx xxx Xxxxxx Xxxxxxxxxx, donde participen todos los agentes del sector, como ser, la SIE, el CNE, los generadores, los transmisores, las distribuidoras. Este Comité deberá constituirse en el organismo articulador donde se puedan debatir todos los aspectos de la crisis y proponer soluciones de carácter mandatario a los agentes xxx xxxxxxx. 1.2 Dado que, la solución a la crisis está condicionada al estricto cumplimiento de la ley de todos los agentes xxx xxxxxxx, la SIE, luego de escuchar los argumentos de todos los involucrados, debe emitir resoluciones que clarifiquen las lagunas que hubieran en la normativa legal vigente. Un paso posterior ineludible, debería ser el proponer al Poder Ejecutivo y al Legislativo una modificación a las leyes y Reglamentos. 1.3 Con el auspicio del Gobierno y suscrito por todos los agentes xxx xxxxxxx eléctrico, se debe iniciar cuanto antes, una campaña educativa que podría denominarse “Apagón Cero” con la finalidad de orientar a la ciudadanía sobre la importancia de contar con un fluido eléctrico permanente, el uso racional de la energía, los graves perjuicios de los

robos de electricidad, los efectos negativos de tener plantas generadoras ineficientes y los costos reales que los apagones implican3.

Uno de los objetivos de la campaña debería ser necesariamente el aclarar la idea de que las pérdidas de energía, sean técnicas o comerciales son pagadas directa o indirectamente por los dominicanos, vía tarifas o vía subsidios pagados por el Estado, es decir por el conjunto de los ciudadanos. Si bien es cierto que en primera instancia las directas perjudicadas son las empresas distribuidoras, en casos extremos como el presente, al volverse inviable el negocio, es el Estado quien tiene que hacerse cargo del pesado fardo de una energía gratuita para un sector de consumidores.

Es imprescindible afincar el concepto de que la electricidad no es barata en ninguna parte del mundo y que su producción acarrea impactos negativos de mayor o menor grado al Medio Ambiente.

Otro de los objetivos de esta campaña debería ser la de recuperar la imagen, muy deteriorada a la fecha, del sector eléctrico, especialmente de las distribuidoras. Se debe tomar en consideración sin embargo que, por muy buena que fuera la campaña, ésta no podrá mejorar la imagen del sector si no se mejora en forma tangible el servicio eléctrico.

1.4 Las distribuidoras recientemente han generado un Plan de Reducción de Pérdidas (EDESUR y EDENORTE todavía no lo tiene operabilizable), el mismo que debe ser apoyado y monitoreado por la SIE para su aplicación.

1.5 Es evidente la falta de recursos en las distribuidoras para implementar programas de reducción de pérdidas en las dimensiones que la situación requiere. Por esto y habiendo analizado los programas que actualmente tienen las empresas, se recomienda:

a) Iniciar un programa de reducción de pérdidas conjunto: distribuidoras - SIE.

b) Definir un equipo de trabajo especializado, cuya función sea monitorear las metas de este programa. Concretamente deberá trazarse un plan a fin de lograr los valores de equilibrio en un período de 18 meses4.

c) Para lograr esta meta en el período estipulado, se requiere aproximadamente en promedio 15 Millones de USD5 por distribuidora.

3 Ver resultados de la sección de Voluntad de Pago

4 Ver sección de implementación

5 Esta cifra está basada sobre el análisis de los actuales programas, estado del sistema y los rangos de pérdidas que se quieren reducir. Se suponen costos casi constantes por cada punto porcentual de reducción para programas de reducción de pérdidas en sistemas con niveles de pérdidas superiores al 20%.

	d) Soportar este programa con un financiamiento especial y directo6 para este fin, con las siguientes características: - Financiamiento externo por distribuidora, 10 Millones de USD. - Contribución por distribuidora (“match”), 50%, esto es 5 Millones de USD. - Presupuesto total para las tres distribuidoras, 45 Millones de USD. - El financiamiento debería ser otorgado a las distribuidoras con el aval del GORD. - El retorno a la inversión de estos fondos es bastante atractivo. e) Del éxito de este programa dependerá todas las otras acciones que se deban tomar en el sector eléctrico dominicano.
2. Pérdidas Administrativas
Aspectos de Gestión	2.1 Es muy importante que se exija a las distribuidoras la colocación de medidores a los clientes bajo la premisa tanto legal como ecuánime de “1 cliente, 1 medidor”. Debe eliminarse por lo tanto, paulatinamente la facturación por “promedios” a los clientes. De igual manera, las distribuidoras deben cumplir con la obligación legal de instalar medidores a los ciudadanos que solicitan el servicio, dentro del plazo estipulado en el Reglamento.
3. Pérdidas por Xxxxxx
Aspectos Generales	3.1 Respecto del fraude eléctrico como delito penal se recomienda que la intervención de la SIE o del PROTECOM sea, desde el punto de vista de la normativa, emitiendo una resolución de tipificación de las infracciones consignadas en el 124 y 125 de la LGE. Tal resolución debe indicar expresamente que la reconexión ilegal que hace un usuario cuando se le ha suspendido el suministro (aun en caso de falta de la Distribuidora) le hace incurrir en el delito del Artículo 125 de la LGE, aun cuando haya una reclamación en curso ante el PROTECOM. 3.2 Competencia de la SIE y el PROTECOM para intervenir en los casos de fraude. 3.2.1 Intervención de la SIE a) Participación en la detección del fraude Nuestra recomendación es aplicar el literal b) del Párrafo I del Articulo 492 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad, según el cual, un representante de la SIE debe acompañar la UOAF (conforme las reglas de operación del

6 En este momento parece que tratar de proveer fondos para el programa de reducción de pérdidas, a través únicamente de incremento de tarifas, sería un mecanismo menos efectivo.

PAEF), que participa en la detección del fraude y levantamiento de acta de infracción.

b) Después del levantamiento de la infracción: Ninguna intervención de la SIE afectará la calificación del delito o responsabilidad de los inculpados, lo cual es competencia del Ministerio Público y los Tribunales.

c) Respecto de las actas de fraude ya levantadas sin la participación de representantes de la SIE, mantener su validez, a menos que se encuentren afectadas de otras violaciones distintas de la falta de intervención de la SIE.

3.2.2 Intervención del PROTECOM

Se necesita la aprobación de un procedimiento que clarifique el rol del PROTECOM conforme al alcance de las facultades otorgadas por la ley. Dichas facultades no incluyen la capacidad de juzgar delitos penales (fraude eléctrico), la cual está reservada a los órganos de derecho público legalmente facultados para ello. En tal virtud se recomienda que:

a) Se limite la intervención del PROTECOM a los casos establecidos por la ley: reclamos en facturación, mala calidad del servicio y quejas relativas a excesos o actuaciones indebidas de las empresas distribuidoras;

b) Se emita bajo Resolución de la SIE la “Tabla de Homologación” que permitiría al PROTECOM dirimir reclamos relativos a la regularización de consumos no facturados por causas distintas del fraude;

c) Se ratifique que en los procesos de regularización de consumos no facturados no es necesaria la intervención del PAEF;

d) Se determine que la intervención del PROTECOM en estos casos de regularización se limita a revisar la facturación de los consumos no registrados, conforme a la tabla de homologación antes referida.

3.3 Respecto del procedimiento a seguir:

Se propone alcanzar un consenso entre las Partes para que rija el siguiente procedimiento relacionado con la persecución del delito previsto en la Ley 125-01 en sus artículos 124 y 125.

a) Toda suspensión del servicio de energía eléctrica por causa de fraude se hará a través de las brigadas del PAEF conformada según el artículo 492 del Reglamento, que incluye la presencia de un oficial de la SIE.

b) La Distribuidora y el usuario fraudulento pueden llegar a acuerdos de pago de las sumas declaradas, dejadas de pagar, en cuyo caso, en el plazo de 5 días hábiles a contar del acuerdo, se

Aspectos de Gestión	comunicará a la SIE. c) Si se produce un reclamo ante la SIE, esta se pronuncia solo respecto de las sumas dejadas de pagar como consecuencia del fraude. Debe solicitar la documentación correspondiente a la Distribuidora y está última está obligada a remitir el expediente probatorio. d) La SIE tiene que producir un fallo en el período de 5 días hábiles a contar del inicio de la reclamación y solo si el caso es decidido (en cuanto a los montos) a favor del usuario reclamante, se ordena la reconexión. e) En consecuencia, durante el periodo de cinco días, el usuario permanece desconectado o hasta tanto suscriba un acuerdo de pago (condiciones pueden ser pre-establecidas por Resolución de la SIE en tabla por montos y plazos de los acuerdos). Se estima conveniente que la gestión de PROTECOM sea de tipo mediador para que la Distribuidora y el usuario alcancen un acuerdo de pago de las sumas impagas. f) Si se ordena la reconexión, y no se realiza por parte de la empresa eléctrica, se incurre en falta grave por parte de la Distribuidora, y se sigue el procedimiento sancionador del artículo 506 y siguientes. 3.4 Por motivos de equidad legal, así como también de imagen, es recomendable que las brigadas del PAEF acudan solamente a verificar los medidores de consumidores sospechosos, evitando o cancelando definitivamente los “barridos” o “peinados”. 3.2 Las empresas distribuidoras deben poner especial atención al fraude interno, muy especialmente ya que se ha detectado el fraude electrónico o manipulación, mediante computadoras, de los medidores electrónicos. De la misma manera, deben poner especial énfasis en los consumidores industriales ya que el porcentaje de clientes con fraude es demasiado elevado.

4. Bajo Nivel de Cobranza
Aspectos Legales	4.1 Respecto de la competencia de las brigadas de la Distribuidora, la SIE debe propiciar la aplicación del Artículo 491 del Reglamento limitando la participación de la SIE en estos casos a la verificación de los montos a ser pagados por el usuario de conformidad con el procedimiento establecido. 4.2 Respecto de las estimaciones para el pago, la SIE deberá dictaminar un sistema de verificación de mayor precisión que el levantamiento de

Aspectos de Gestión

carga a partir de la Tabla de Homologación, que debe ser considerado como un procedimiento de excepción. Debe ser obligación de la distribuidora presentar un estudio técnico contundente, para justificar la tasación que propone. Se considera un asunto muy frágil para usar únicamente el método de la tabla homologada (especialmente en situaciones donde hay muchos apagones). Nuestra recomendación es que se establezca que en caso de que la Distribuidora haya promediado la energía a ser facturada al usuario los dos meses anteriores a la regularización, no podrá emitir una factura complementaria conforme el Artículo 491 del Reglamento. Los costos de las verificaciones técnicas podrán ser facturados al usuario reclamante, cuando se determine que la estimación realizada por la Distribuidora ha sido correcta. En caso contrario, la Distribuidora pagará a favor del usuario conforme lo establece el Reglamento, los intereses y penalizaciones que corresponde, especialmente lo previsto en el Art. 469 del Reglamento.

4.3 Respecto de los requisitos para reclamar, en adición a lo previsto en el Artículo 447 del Reglamento, deberá requerirse al usuario estar al día en el pago de su factura para realizar su reclamación ante el PROTECOM. En caso de que la reclamación se decida a favor del usuario, las penalizaciones del Artículo 469 del Reglamento serán aplicadas a las Distribuidoras, sin perjuicio de las sanciones a que haya lugar, de conformidad con la normativa vigente.

4.4 Es urgente la aprobación de una tabla de consumos por parte de la SIE para evitar que las distribuidoras calculen a discreción la reposición del consumo.

4.5 Se debe implementar un programa xx xxxxx efectivo. Hay que priorizar los mecanismos administrativos antes que penales para evitar los robos y castigar a los infractores del uso fraudulento de energía eléctrica. En este sentido, el corte inmediato del servicio es un mecanismo poderoso para desalentar esta práctica. Este corte debería continuar hasta tanto el cliente no haya procedido a regularizar su situación. La reconexión arbitraria, es decir, ilegal, también debe ser penalizada prolongando el corte de energía

4.6 Las distribuidoras deben, con apoyo de la SIE, efectuar una agresiva campaña de cobros a los clientes morosos, que necesariamente debe pasar por el corte de energía hasta la regularización de los adeudos.

6.3 Sugerencias para una Revisión del Reglamento

Se recomienda incorporar a una revisión del Reglamento que realice la Comisión Nacional de Energía, los aspectos mencionados que en esencia procuran facilitar el proceso de disminución de las pérdidas de las Distribuidoras, sin perjuicio de todas las medidas de tipo regulatorio que puedan ser adoptadas para exigir un mejor desempeño comercial a las empresas Distribuidoras. En esencia se recomienda:

(a) Eliminar contradicciones enunciadas.

(b) Eliminar las disposiciones del Artículo 492 del Reglamento según la cual:

(1) Un Programa de Apoyo a la Eliminación del Fraude Eléctrico se lleva a cabo, con costos parcialmente cubiertos por las empresas Distribuidoras;

(2) Un sistema de prestación de fianzas debe ser establecido para el usuario reclamante en caso de desconexión por causa de fraude en tanto se dirime la reclamación, de tal suerte, que el servicio eléctrico pueda ser restablecido legalmente por la empresa Distribuidora sin que ello implique una renuncia de sus derechos de perseguir la recuperación de la energía no facturada por causa del fraude;

(c) Modificar las disposiciones de los Artículos 491 y 492 según los cuales, la factura complementaria sólo podrá considerar la energía servida no facturada hasta cinco meses anteriores a la regularización o detección del fraude (según el caso), y ampliar su período hasta doce (12) meses.

(d) Considerar el delito previsto en el artículo 125 de la LGE como un robo simple (según la pena que le ha sido impuesta en el 401 del Código Penal) y en consecuencia, extenderle las disposiciones del Artículo 31 de la Ley 76-02 (Código Procesal Penal) que lo definen como de Acción Pública a Instancia Privada.

(e) Se debe insertar en el Reglamento una sanción ante la rotura de sellos de seguridad de los contadores (tanto de calibración, como el de precintado de acción). Se puede introducir por ejemplo, medidas análogas a otros países donde es responsabilidad del usuario el notificar a la distribuidora, a la brevedad posible, el hallazgo de la rotura de sellos. La distribuidora, a su vez, tomaría la responsabilidad de analizar el caso y reponer estos elementos de protección.

7.0 Plan de Implementación

El presente análisis ha determinado que el problema fundamental del sector eléctrico en la República Dominicana es que las distribuidoras, por múltiples razones, no han sido eficaces en la cobranza y en el control de robo. Por ende las distribuidoras no tienen suficientes ingresos con los cuales cubrir todos sus costos incluyendo los pagos a las generadoras. Al no recibir sus pagos las generadoras no operan sus plantas. Con un déficit en generación la población no recibe energía las 24 horas del día haciendo que los usuarios sean cada vez más resistentes a pagar por la electricidad. La solución requerirá que se rompa este círculo vicioso.

Será necesario establecer un programa integrado de viabilidad xxx xxxxxxx eléctrico ejecutando múltiples actividades de manera coordinada y enlazada con la meta de llegar al punto de equilibrio financiero para el sector en su conjunto y para cada uno de sus componentes en el menor tiempo posible, al menor costo posible, con el menor trauma posible.

El sector está en un estado tan avanzado de caos que el costo de la solución será una carga bastante pesada. Pero si todos ayudan llevar una parte, la carga se hace más ligera. Frente a esa realidad este plan es un plan en el cual todos los actores tendrán que hacer sacrificios para luego recibir beneficios. El Gobierno, las Generadoras, las Distribuidoras, y los Usuarios tendrán que hacer sacrificios en el corto plazo para conseguir alivio al mediano y largo plazo. Cada uno tendrá que pagar su parte y cumplir con sus responsabilidades para poner orden al sector.

Por la condición dominante del Gobierno de la República Dominicana (GORD) en el sector (dueño de las plantas hidroeléctricas, de parte de las generadoras capitalizadas, transmisión, la mayor parte de la distribución, y su rol en regulación) un porcentaje significativo de los problemas son atribuibles a sus acciones. Esto resalta la tremenda importancia de que el Gobierno tenga la voluntad política, necesaria para tomar las acciones que se requieren para resolver los problemas, y para sostenerlas frente a la esperada reacción de ciertas partes de la población de usuarios. Se espera que la mayor reacción vendrá de esos clientes que han sido beneficiarios de la situación actual, especialmente los clientes medianos y grandes que han estado recibiendo energía en forma fraudulenta. Entre este grupo se supone que habrían algunas personas de influencia que tratarán de manejar el proceso para mantener su ventaja.

En síntesis el plan propone las metas que se presentan a continuación:

1. Estudiar a fondo el problema de los xxxxxxx xxxxxx-marginales (que incluyen los barrios PRA) para encontrar la mejor solución para esa parte del sector eléctrico. El estudio deberá incluir un análisis de la factibilidad de crear empresas eléctricas comunitarias. En el ínterin el gobierno asume el suministro del 100% de la energía a los barrios PRA.

2. Regularización del abastecimiento de energía en forma coordinada con mejoras en el comportamiento del sector de distribución.

3. Llevar las tarifas a los usuarios a un nivel más acorde con el costo del servicio. La aceptación pública de esto está íntimamente ligada con la eficacia del punto 2. Es decir, que la calidad de servicio tiene que mejorar significativamente incluyendo proveer energía las 24 horas del día. El estudio de voluntad de pago demuestra que al eliminar los apagones se liberan fondos con los cuales los usuarios podrían pagar un incremento en la tarifa eléctrica. En otras palabras, es posible mantener el equilibrio en la economía del usuario (que el efecto neto de la mejora del sector no deje un saldo negativo en la economía familiar y comercial).

4. Mejorar progresivamente la eficiencia de las distribuidoras y, consecuentemente mejorar su capacidad financiera.

5. Reducir el requerimiento para participación financiera a largo plazo por parte del GORD.

Para poder lograr estas metas, es necesario implementar un programa coordinado que ataca el problema en varios frentes y cuenta con recursos definidos. La entrega de recursos sería condicionado al cumplimiento de todo el programa, no solo una parte. Se debe notar que el orden de presentación es una conveniencia solamente y no refleja ninguna prioridad. El programa propuesto es íntegro y no debería ser enfatizado ninguno de sus elementos sin tomar en cuenta la totalidad.

1. Con el objetivo de encontrar la mejor solución para brindar el servicio eléctrico a los barrios peri-urbanos incluyendo los barrios PRA, se recomienda realizar un estudio de factibilidad que incluye varias opciones. Por las características intrínsecas (técnicas, socio-económicas y demográficas) de estas zonas, consideramos que el estudio debería incluir un análisis de la factibilidad de crear empresas comunitarias que serian xxxxxx y operadoras de estos sistemas. En dicho estudio también es importante definir un programa de inversión para reconstrucción del sistema eléctrico es esas zonas. Hasta mientras que se realice el estudio, se recomienda aceptar que el programa PRA no puede cumplir sus obligaciones y que se ha convertido en una carga para las distribuidoras, que les obstaculiza mejorar su situación. Entonces, en lo inmediato, se sugiere designar un equipo especial de supervisión del tema PRA y que el gobierno asuma el 100% del suministro de energía a los barrios PRA. Esto quita la carga de estos barrios de las distribuidoras y elimina la necesidad para el subsidio a través de las mismas. En la práctica durante la transición, la CDEEE tendría que entregar suficiente energía para cubrir 100% de los requerimientos de los barrios PRA, tales requerimientos siendo medidos y no estimados, deberían ser suficientes para dar un servicio mínimo de 10-12 horas al día en estos barrios (este monto sería en efecto, menor al 75% de las supuestas 18 horas de servicio bajo el actual PRA). Como se ha mencionado al inicio de este punto, se debería iniciar inmediatamente un estudio de factibilidad de alternativas de servicio eléctrico para estas zonas.

2. La causa básica del problema en el sector es el elevado nivel de pérdidas y la falta de recaudación de las empresas distribuidoras, pero cualquier intento de subsanar esta situación será frustrado por reclamos justos de los usuarios sobre la calidad de servicio. Es claro que para romper el círculo vicioso es necesario llegar a un acuerdo, para regularizar el pago a los generadores y así mejorar las horas de servicio. Como las distribuidores están en un una situación de quiebra, el Gobierno tendrá que asumir el cargo de pagar lo suficiente para cubrir el déficit mensual en el pago de energía. Este pago sería de una suma negociada, con la intención de mejorar las horas de servicio. Este monto estaría relacionado con un aumento tarifario y el cumplimiento de un programa de mejoras de eficiencia por parte de las distribuidoras.

El programa funcionaría de la siguiente manera:

a. El monto de energía no servida actual, según el Organismo Coordinador es de 40% mensual. El GORD llegaría a un acuerdo con los generadores sobre el costo adicional a lo que están pagando las distribuidoras para que esta cifra se elimine. Esta negociación con los generadores debería tomar en cuenta la operación del ajuste de costo de combustible, notado en la Sección 2.0 de este informe (apalancamiento por costo de combustible, en el costo de energía), para llegar a un acuerdo justo que comparte el peso de esta medida. Se estima que esta cifra podría ser hasta $US20 millones al mes. El desembolso de estos fondos sería directo a los generadores y estos pagos suplementarios se reducirían en la medida de que las empresas distribuidoras logran mejorar su estado y puedan pagar a los generadores. Se implementaría el plan de mejorar horas de servicio de acuerdo con el programa de implementación del alza tarifaria para los usuarios. Estrictamente hablando, sería mejor que se implemente el alza tarifaria en “un solo paso” poniendo el fin total a los apagones en este mismo período. El análisis de opciones demostró que se logra casi el mismo resultado, aunque a un costo mayor, si el alza tarifaria y la mejora de servicio se implementan en forma escalonada a lo largo de varios meses. Lo importante es que los dos vayan juntos, es decir que no haya un incremento de calidad de servicio sin un correspondiente incremento tarifario (y viceversa).

b. El GORD anunciaría inmediatamente un aumento tarifario para los usuarios, cuyo monto sería determinado de acuerdo con el procedimiento de voluntad de pago. Este cálculo deberá cuidar de que el costo total familiar de energéticos no aumentara. Se estima que este aumento sería alrededor de 20 a 25% en la tarifa promedia, aunque ciertas clases de consumidor podrían tener alzas mayores o menores. El objetivo de este aumento es de llevar la tarifa a un nivel más acorde con la realidad del costo de servicio. La tarifa propuesta no sobrepasa la tarifa indexada, entonces, no habría un impacto sobre las ganancias de las empresas distribuidoras, sino mas bien una reducción en la obligación del GORD frente al Fondo de Estabilización. Se implementaría el programa de alza tarifaria al mismo ritmo del

programa de mejora de horas de servicio, para que los usuarios vean el resultado del incremento de costo eléctrico y que, mediante la mejora de servicio, puedan reducir sus gastos en energéticos suplementarios.

c. Se implementaría un programa de reducción de pérdidas y mejoramiento de recaudación en las Empresas distribuidoras (apoyado y monitoreado por la Superintendencia). La contribución del gobierno sería además de modificar el comportamiento de PROTECOM y las actitudes de la Superintendencia según lo sugerido en este informe, y con miras a facilitar el castigo de fraude y promover el pago a tiempo por parte de los usuarios. Una vez establecido los cambios en procedimiento, la continuación de los pagos suplementarios a los generadores para una distribuidora dada, estaría condicionada al progreso satisfactorio de esa distribuidora en la reducción de pérdidas y la mejora de sus recaudaciones. Para ayudar en el proceso de tal reducción, el Gobierno establecería un fondo para préstamos, para que las Empresas distribuidoras realicen inversiones que tienen como finalidad la reducción de pérdidas no-técnicas. El monto xxx xxxxxxxx sería para cubrir no más de 75% del costo de la inversión, el resto debería ser proporcionado por la distribuidora. Se estima que el monto del fondo para reducción de pérdidas, debería ser alrededor de $US30 millones.

d. El GORD se mantendría al día en los pagos bajo el FdE, habiendo saldado los montos debidos a EdeEste y EdeNorte, y recuperado el sobrepago a EdeSur.

e. Como es imposible que EdeSur y EdeNorte esperen cobrar a los usuarios los niveles de costo de operación que se comentaron en la Sección 2.0 de este informe, el GORD hará lo necesario para ordenar la reducción de estos costos, o repartirlos de alguna forma para que la parte cargado al servicio eléctrico, no sea mayor a lo permitido por la Tarifa Técnica, que es alrededor de $US0.025/kWh. EdeEste está en cumplimiento con esta meta en este momento.

A continuación, se presentan primero los detalles de las metas principales y luego las responsabilidades de los actores.

7.1 Metas Principales y las Acciones Correspondientes para Lograrlas

En esta sección se describen las metas principales y las acciones correspondientes para logra el éxito del Plan de Acción propuesto. El Plan de Acción se implementaría a lo largo de un periodo de 24 meses durante los cuales se ejecutarían varias actividades en estrecha coordinación el uno con el otro. El Plan consistirá en 1) un estudio para encontrar la mejor solución para los barrios peri-urbanos (incluyendo los barrios PRA), en el ínterin el gobierno asume la responsabilidad del PRA y el suministro de 100% de la energía a los barrios PRA; 2) pagos directos del gobierno a las empresas generadoras para

incrementar la energía vendida a las distribuidoras; 3) un incremento en la tarifa promedio para permitir que las distribuidoras aumenten sus ingresos; 4) un re-enfoque de los esfuerzos de la Superintendencia y el PROTECOM para apoyar el programa de reducción de pérdidas y mejoras en recaudaciones de las distribuidoras; y 5) un programa de reducción de pérdidas en las distribuidoras con metas claras y consecuencias enumeradas si no se logran las metas.

El estudio peri-urbano y la transferencia interina de PRA al gobierno deberían comenzar inmediatamente. Los pagos del gobierno a las generadoras se realizarían solo el tiempo necesario para que las distribuidoras lleguen a niveles de ingresos que permitirán que ellas logren operaciones auto-sostenibles (más o menos 12 a 14 meses). Incrementos en tarifas se harían tan pronto se alcance un acuerdo con las generadoras para incrementar ventas de energía a las distribuidoras. El programa de reducción de pérdidas y mejoras de recaudación continuarían a lo largo de los 24 meses del Plan.

En las siguientes secciones se describe cada fase del Plan de Acción en mayor detalle.

7.1.1 Estudio de Opciones Peri-Urbanas y Eliminación del PRA

En la República Dominicana el sector eléctrico tiene dos realidades: 1) una parte rentable en la cual 35% de la población consume 85% de la energía ecléctica, y 2) una parte en la cual 65% de la población (generalmente con menos recursos) consume solo 15% de la energía.

Un aspecto de la diferencia entre las dos realidades es el estado de la infraestructura. La condición de las líneas en el sector rentable es regular y es posible administrar una empresa eléctrica con inversión principalmente en medición y medidas para restringir el fraude. Estudios indican que en este segmento, las pérdidas son de 25% a 50%, valores extremadamente altos, originadas principalmente por fraude y condiciones que no requiere mucha inversión para corregirlas. El rendimiento sobre estas inversiones es bueno, no solo porque la mayoría de la infraestructura de servicio ya existe, sino porque los clientes tienen mayor consumo y para cada usuario regularizado el retorno en cuanto a reducción de pérdidas es relativamente importante. En contraposición, en los xxxxxxx xxxxxx-marginales (PRA) y el área rural que compone la segunda realidad, la infraestructura eléctrica es casi completamente informal, muchas veces construido por los mismos usuarios, haciendo casi imposible gestionar la venta de energía en una forma normal. Las pérdidas son prácticamente 100% y una buena porción son pérdidas técnicas al lado de fraude masivo. La inversión necesaria para solventar el problema en estas áreas es inmensa y, como los usuarios son generalmente pequeños, el retorno sobre la inversión en el mejor de los casos es mínimo (por no decir nulo).

La respuesta inicial de las distribuidoras al problema en la segunda realidad fue de aislarlos, concentrando las cargas de los “barrios no gestionables” en circuitos específicos, para poder restringir servicio y minimizar las pérdidas que ocasionaban estos sectores. Como el retorno sobre sus inversiones es mucho mas elevado en otras partes

del sistema, nunca hicieron las inversiones necesarias para dar un servicio de calidad a los usuarios, y por tanto no pudieron establecer orden comercial en estas áreas. Como se puede entender, los moradores se quejaron y el resultado fue el Programa Nacional de Reducción de Apagones (PRA), que tenía como meta mejorar el servicio a cambio de algún nivel de compromiso de pago por parte de los usuarios. Como se demostró en la Sección 2.0. de este informe, el PRA no ha cumplido sus metas y la solución definitiva está aun más lejos que al inicio. Las recaudaciones de los barrios PRA son insignificantes, y las distribuidoras pierdan en promedio casi $US0.03 por cada kWh que entregan en estos barrios. El hecho de que el gobierno ha contribuido para extender las horas de servicio hasta 18 al día, sin ningún programa de mejorar la gestión, ha tenido el resultado de que algunos moradores no vean la necesidad en solucionar el problema. Se han escuchado casos en que la gente se muda a los barrios PRA, para aprovechar la “luz gratis”. La contribución del gobierno entonces ha servido solamente para subvencionar consumo y se ha vuelto tan pesado que no hay como considerar la construcción de un sistema, que sería el primer paso hacia la solución definitiva. Es evidente que es el tiempo correcto para admitir que se requiere una solución diferente a este problema.

Con el objetivo de encontrar la mejor solución para brindar el servicio eléctrico, no solo a los barrios PRA sino a todos los barrios peri-urbanos que se encuentren en condiciones similares, se recomienda realizar un estudio de factibilidad que incluya varias opciones. Por las características intrínsecas (técnicas, socio-económicas y demográficas) de estas zonas, consideramos que una de las opciones con mayor probabilidad de éxito son empresas comunitarias. Por ende recomendamos que el estudio debiera incluir un análisis de la factibilidad de crear empresas comunitarias que serian xxxxxx y operadoras de estos sistemas. En dicho estudio también es importante definir un programa de inversión para reconstrucción del sistema eléctrico en esas zonas.

Hasta mientras que se realice dicho estudio y se implemente una solución definitiva, se recomienda designar un equipo especial para supervisar el tema de los barrios PRA. Como se ha mencionado anteriormente, el PRA se ha convertido en una carga para las distribuidoras, que les obstaculiza mejorar su situación. Dada esa realidad, se recomienda que durante el periodo de transición, el gobierno se haga cargo de suministrar el 100% de la energía a los barrios PRA, y que se encargue de su administración. Esto quita la carga de estos barrios de las tres distribuidoras y elimina la necesidad para el subsidio a través de las mismas. En la práctica durante la transición, la CDEEE tendría que entregar suficiente energía para cubrir 100% de los requerimientos de los barrios PRA, tales requerimientos siendo medidos y no estimados, deberían ser suficientes para dar un servicio mínimo de 10-12 horas al día en estos barrios (este monto sería en efecto, menor al 75% de las supuestas 18 horas de servicio bajo el actual PRA). El hecho de reducir las horas de servicio facilita la solución definitiva porque provee un incentivo a los consumidores de estos barrios para aceptar la única solución viable, que es que tendrán que pagar el costo legítimo de su consumo si quieren tener un servicio de calidad.

Esta segmentación xxx xxxxxxx es vital para quitar una carga que está drenando recursos de las Empresas distribuidoras y que al mismo tiempo origina una presión política y financiara para el GORD. Durante el período de transición, mientras se busque e

implemente una solución definitiva, si se limitan la horas de servicio de acuerdo a lo descrito en el párrafo anterior, el costo adicional al Gobierno de cubrir 100% de la provisión de energía a los barrios PRA sería mínimo.

7.1.2 Regularización del Desabastecimiento de Energía

El problema de desabastecimiento de energía es resultado de la falta de pago a los generadores, quienes dejan de producir para reducir sus pérdidas financieras. Es claro entonces que para mejorar la provisión de energía es necesario regularizar los pagos a los generadores. La condición actual ha creado una especie de círculo vicioso en que la falta de pago de los clientes no deja suficiente fondos a las empresas distribuidoras para pagar a los generadores, y el mal servicio que resulta, justifica a los usuarios en pagar menos aun. Para corregir los problemas del sector, es necesario romper este círculo vicioso. La única forma práctica de hacerlo, es encontrar fondos temporales adicionales a los que tienen las distribuidoras, para pagar a los generadores y de esta manera mejorar el nivel de desabastecimiento, al mismo tiempo de que se anuncia un aumento tarifario, y se establecen medidas para reducir fraude, pérdidas administrativas, y mejorar la recaudación. Haciendo esto el sistema debería poder llegar a su punto de equilibrio.

A la vez, como resultado del análisis de generación en la Sección 2.0, se ha podido determinar que la indexación de combustible No. 6 genera una utilidad adicional a su objetivo de compensar el incremento del costo de combustible. Si se cumpliera con el pago 100% entonces, los generadores estarían recibiendo una utilidad fortuita7.

Claramente, todas las partes tendrán que participar en un esfuerzo coordinado para corregir las distorsiones actuales en el mercado. Se requerirán negociaciones entre el GORD, las empresas de distribución y las empresas generadoras, para llegar a un acuerdo bajo la cual sucede lo siguiente:

1. Una modificación de la cláusula de ajuste por cambios en el costo de combustible en los contratos con las empresas generadoras.

2. El GORD acuerda en pagar directamente a los generadores una suma mensual que cubre el déficit entre lo que pagan las distribuidoras para compras de energía. Esta suma debería ser especificada en la forma de una tarifa, o sea en $US/kWh para que sea variable según la cantidad de energía producida.

3. Los generadores se comprometen a mantener un nivel, especificado por el GORD de energía no servida, como parte de un programa de restauración de confianza en el sector, que incluye incremento de tarifas y mejoras en la eficiencia del sector de distribución.

4. Los generadores se comprometen a postergar la consideración de deudas pendientes con las distribuidoras por 18 meses.

7 Esta situación parece limitarse solamente a las empresas generadoras que están sujetos a los contratos de Madrid, y de ellos solamente los que tienen como combustible carbón o petróleo No.6.

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INFORME FINAL

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