Plan de acción 2010-2015 del Gobierno Dominicano para el sector eléctrico

1. Plan de Acción del
Sector Eléctrico
2010-2015
Gobierno de la República Dominicana
Diciembre 2009
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2. 1. Perspectiva General ....................................................................................... 4
2. Diagnóstico. ..................................................................................................... 6
3. Líneas de Acción ............................................................................................. 7
4. Implementación del Plan. ............................................................................. 10
5. Objetivos y Metas ......................................................................................... 11
5.1. Objetivo General – Servicio ................................................................................................................11
5.2. CRI .............................................................................................................................................................12
5.3. Inversión en Distribución .....................................................................................................................12
5.4. Proyectos de Generación .....................................................................................................................13
5.5. Costos de Generación ..........................................................................................................................15
5.6. Mejoras de eficiencia en los costos de operación ..........................................................................15
5.7. Transmisión ..............................................................................................................................................16
5.8. Transición Tarifaria ................................................................................................................................16
6. Compromisos de Política y Gestión ......................................................... 18
6.1. Decisiones de política ............................................................................................................................18
6.2. Compromisos de Gestión (Equipo Ejecutivo CDEEE y Directores Generales de las EDEs)18
6.3. Gestión de Política de la CDEEE con los Generadores del Sector Privado ........................... 19
7. Riesgos y Problemas Claves........................................................................ 20
7.1. Resumen de los principales factores atenuantes de riesgo..........................................................20
7.2. Gestión Efectiva a través del “Holding Company” ........................................................................20
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3. 7.3. Riesgo de Interrupción del Servicio Eléctrico .................................................................................20
7.4. Riesgo de Altas Tarifas ..........................................................................................................................20
7.5. Riesgo del precio del Petróleo (y otros precios de combustibles) ...........................................21
7.6. Riesgo Regulatorio – Tarifa Técnica ..................................................................................................21
7.7. Riesgos de la entrega de nuevas capacidades y de rehabilitación de generación ................... 21
7.8. Riesgo de la cultura del robo de energía ..........................................................................................22
7.9. Riesgo de no cumplimiento del plan de inversión - Distribución ..............................................22
7.10. Riesgo de incumplimiento de distribución – Pérdidas y Costos Operacionales .................... 22
7.11. Riesgos meteorológicos ........................................................................................................................23
8. Coordinación y liderazgo del Plan. ............................................................ 24
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4. 1. Perspectiva General
El sector eléctrico en la República Dominicana ha experimentado frecuentes crisis y el
progreso hacia la estabilidad del suministro se ve periódicamente alterado por
recurrentes crisis financieras en el sector, que conduce a una mala calidad del servicio. A
pesar de las mejoras en el rendimiento del flujo de efectivo - pérdidas de energía y
cobranzas – desde el 2005 el sector se ha quedado sin dinero en efectivo en numerosas
ocasiones, y el Gobierno ha inyectado los fondos requeridos para cubrir el déficit, sin
llegar a una recuperación definitiva.
El país y el sector se enfrentan al enorme desafío de casi duplicar el número de clientes
conectados entre 2009 y 2015, principalmente por la regularización de un gran número
de hogares que reciben un suministro informal de muy baja calidad y, sin embargo, de
alto costo para el Gobierno. Si se regularizara el suministro a más del 50% de la
población, el sector haría una contribución sustancial al desarrollo económico y social, y
daría una oportunidad a la mayoría de la población a tener acceso a un suministro fiable
que puedan gestionar ellos mismos.
Lamentablemente, la República Dominicana siempre tendrá un costo relativamente alto
de suministro de electricidad, en común con otros países del Caribe que no tienen fácil
acceso a los recursos naturales. Debido a las crisis recurrentes en el sector no se ha
hecho una adecuada inversión en generación, por lo que la carga de los costes es
significativamente alta, sobre todo debido a una alta dependencia de plantas de
combustible como el “Fuel Oil”. La inversión en generación se incluye en el plan, pero
su impacto en los altos costos del suministro será limitado hasta después de 2015. Por
tanto, el país tendrá que enfrentar tarifas altas en el período de planificación, y que
debe gestionar dada esta realidad. Cuando se logren reducir los costos, estos serán
pasados a los clientes en tarifas más bajas.
Dada la continua exposición del sector a las fluctuaciones de los precios de los
combustibles, especialmente el petróleo, es necesario implementar el esquema tarifario
de transición diseñado por la Superintendencia de Electricidad, el cual culminará en la
aplicación de una tarifa técnica.
El Plan apunta a un equilibrio de la situación financiera del sector y a un progreso
sustancial hacia un suministro consistente de 24 horas a todos los clientes que pagan en
el 2012, con la recuperación final pautada para el 2015.
El Plan de Acción para la Modernización del Sector Eléctrico 2010-2015 está concebido
como la estrategia que orientará las decisiones, acciones y medidas del gobierno y del
sector privado para lograr la recuperación del sistema eléctrico dominicano. Es un
mecanismo de gestión que deberá facilitar la coordinación de todos los agentes
involucrados en la industria, con el objetivo de apuntalar su desarrollo sostenido.
El Plan parte de un diagnóstico general e integra un conjunto de acciones que se
corresponden con medidas de corto y mediano plazo.
Los actores involucrados del sector y el gobierno dominicano acogen como condiciones
de éxito para el desarrollo del plan los siguientes principios: i) “integralidad”, en el
4

5. sentido de que no se puede aplicar una reforma a medias o parcialmente, pues todos los
elementos que la conforman le dan sentido al todo; ii) “propiedad”, en el sentido de que
quien adopta la decisión de iniciar la implementación del Plan (el Gobierno) lo está
asumiendo como propio; y iii) “continuidad”, en el sentido de que las acciones
necesarias para la transformación del sector requieren su aplicación de manera continua.
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6. 2. Diagnóstico.
Las principales características del sector eléctrico del país son: i) un acervo muy limitado de
fuentes energéticas convencionales y alta dependencia de combustibles fósiles importados;
ii) serias dificultades para asegurar un abastecimiento seguro y eficiente a partir del sistema
eléctrico nacional interconectado; iii) baja eficiencia del parque de generación,
predominantemente térmico; iv) proliferación de la auto producción de energía eléctrica en
todos los sectores de consumo final; v) altas pérdidas técnicas y no técnicas en la
distribución de electricidad; vi) altos precios de compra-venta de energía por parte de las
distribuidoras; vii) excesiva dependencia de los subsidios públicos para el sostenimiento del
sector y la prevalencia del subsidios generalizados; viii) una cultura del no-pago y derroche
de la energía. ix) tarifas que no cubren los costos ni promueven eficiencia en la cadena de
suministro del servicio.
El Plan reconoce el progreso alcanzado en el último quinquenio (2005-2009), lo que se
evidencia en las mejoras significativas registradas en el Índice de Recuperación de Efectivo
(CRI). Esto es expresión de los avances logrados en términos de reducción de pérdidas,
mejora de la facturación, incremento de la cobranza y formalización de clientes, con la
consiguiente mejora de la situación de caja del sector.
Sin embargo, se requiere un cambio en la forma de gestionar el sector; este cambio habrá de
expresarse en términos de i) mejora de la calidad del servicio; ii) eficiencia en la asignación
de los subsidios y transferencias al sector; iii) gestión eficiente y eficaz de las empresas de
distribución; y v) un clima de negocios en el sector eléctrico favorable al desarrollo de las
inversiones, particularmente en el sector de la generación.
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7. 3. Líneas de Acción
Se proponen las siguientes líneas de acción como parte de la implementación del plan:
i) Implementar el esquema tarifario de transición, el cual incluye la flexibilización de
la tarifa y la racionalización del esquema de subsidios cruzados, con el objetivo final
de aplicar una tarifa técnica;
ii) Racionalización y focalización del subsidio;
iii) Logro y consolidación de la auto-sostenibilidad financiera mediante reducción de las
pérdidas y aumento de la cobranza;
iv) Transparentar y reducir riesgos e incertidumbre en la cadena de pagos del sector;
v) Fortalecimiento de la seguridad jurídica, la institucionalidad y el marco regulatorio
para propiciar la inversión y el desarrollo del sector; y
vi) Desarrollar una cultura ciudadana de pago de la electricidad, que supone la
conversión de todos los usuarios en clientes registrados y asegurar una eficiente
gestión de la facturación y la cobranza.
Se presentan a continuación una síntesis de las líneas de acción del Plan y de las acciones
que el Gobierno se compromete a impulsar para asegurar la realización de los objetivos.
Transición a la Flexibilización
tarifaria
Ciudadanía
responsable en Focalización del
consumo y subsidio
pago de energía
Plan para el Desarrollo de
la Industria Eléctrica
Fortalecimiento 2010 - 2015 Reducción de
institucional y pérdidas y
clima de aumento la
inversión cobranza
Certidumbre y Gestión eficiente
consistencia en la de las EDEs-
cadena de pagos CDEEE- EGEHID-ETED
A. Transición a la flexibilización Tarifaria. El desarrollo de la auto-sostenibilidad
financiera del sector exige flexibilizar la tarifa eléctrica y simplificar la estructura
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8. tarifaria. El principio es que la tarifa refleje los costos en que se incurre por cada kWh
servido; y que el costo de ese KWh sea cubierto por quien lo consuma. Al inicio de la
implementación del Plan, la Superintendencia de Electricidad preparará un esquema
tarifario que definirá la transición hacia la tarifa técnica. Con la implementación de este
nuevo esquema, la tarifa reflejará los costos de abastecimiento de las empresas
distribuidoras y su valor agregado de distribución. A partir de entonces, la referencia
adoptada para la transición será la tarifa técnica, que refleja los costos incurridos en el
suministro de cada KWh, en vez de la denominada tarifa indexada.
B. Focalización del subsidio. La aplicación de un sistema tarifario que reconozca costos
eficientes estará acompañada por una política de focalización de subsidios, que
minimice el impacto negativo de los ajustes tarifarios sobre la población más pobres.
Con el fin de establecer un esquema de subsidios más eficiente, el Poder Ejecutivo
emitió el Decreto 421-09, mediante el cual se instruye al Gabinete de Coordinación de
Políticas Sociales tomar las medidas necesarias para implementar un nuevo subsidio
denominado BONOLUZ. Los objetivos del nuevo esquema de subsidio en el sector son
i) focalizar el subsidio al consumo de electricidad, para dirigirlo exclusivamente a los
hogares identificados por el SIUBEN como indigentes, pobres y de clase media baja; ii)
limitar el consumo subsidiado: los beneficiarios recibirán una transferencia de hasta 100
kWh mensuales, valorizados al precio de mercado; iii) establecer la administración del
subsidio: el programa será manejado por el Gabinete de Coordinación de Políticas
Sociales; y iii) establecer el mecanismo de pago: el subsidio será transferido a cada
beneficiario a través de la Tarjeta Solidaridad, lo cual garantizará la transparencia en el
manejo del mismo. Los beneficiarios del programa BONOLUZ se extenderán a todos
los usuarios que califiquen de acuerdo a los criterios del SIUBEN, sean clientes de las
empresas distribuidoras o que estén conectados ilegalmente a la red de distribución.
C. Reducción de pérdidas y aumento de la cobranza.
Establecimiento y monitoreo de cronograma de reducción de pérdidas e incremento de
cobranzas consistente con los programas de rehabilitación de redes y con la tarifa
técnica determinada.
D. Gestión eficiente de las EDEs y CDEEE.
La modernización del sector eléctrico pasa por el desarrollo de un sistema de
distribución y comercialización de la energía eficiente y eficaz basado en el
establecimiento de una tarifa que recupere los costos incurridos en el suministro de cada
kWh; diagnóstico de la situación financiera y operativa de la CDEEE y de cada una de
las EDEs, EGEHID y ETED a través de auditorías realizadas por empresas
internacionales; aplicación de las recomendaciones y hallazgos de las auditorías
financieras y operativas.
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9. E. Certidumbre y consistencia en la cadena de pagos.
• Establecimiento de una cuenta bancaria manejada por la CDEEE a través de
una institución bancaria, para asegurar el pago oportuno y transparente a los
generadores. Dicha cuenta se alimentará de los fondos que transfiera la SEH
al sector.
• Iniciar la aplicación de los pagos a las facturas de los generadores a través de
dicha cuenta con reglas pre-establecidas.
F. Fortalecimiento institucional y clima de inversión. La modernización del sector eléctrico
debe basarse en el desarrollo de un parque de generación eficiente y diversificado, que
esté integrado por un conjunto de plantas basadas en fuentes térmicas, hidroeléctricas y
renovables, y cuyo desarrollo cuente con el concurso de la inversión privada. Sin
embargo, la participación del estado es fundamental en dos sentidos: i) como inversor,
principalmente en el área hidroeléctrica; ii) como facilitador de la inversión privada,
propiciando un clima que garantice seguridad jurídica en el sector; y iii) asegurando,
mediante actos de inversión directa, el desarrollo de un sistema de red eficiente y seguro
que facilite la reducción de las pérdidas técnicas y no técnicas y una gestión de las
actividades de distribución y comercialización cónsonas con las mejores prácticas. Para
la concretización de este propósito, el Plan contempla el desarrollo de las siguientes
acciones y medidas:
• Fortalecimiento y consolidación de una cultura ciudadana responsable en
torno al uso y pago de la energía. La modernización del sector eléctrico
requiere, además, el desarrollo de un sistema que facilite la medición, la
facturación y la cobranza, así como la persecución y castigo del hurto de la
electricidad. El resultado esperado es el restablecimiento del equilibrio y la
sostenibilidad financiera del sector, lo que se hará factible mediante la
formalización de todos los usuarios como clientes de las empresas de
distribución y el desarrollo y consolidación de una cultura de pago basada en
el principio de que todo el que consuma, pague. Este desarrollo traerá
consigo una reducción al mínimo de los subsidios y transferencias del
gobierno al sector eléctrico. En esta perspectiva, el Plan contempla medidas e
intervenciones en los siguientes términos: planificación y desarrollo
coordinado de una campaña de educación ciudadana orientada a inducir el
uso eficiente de la energía; desarrollo de una cultura de pago de la
electricidad basada en la conversión de todos los usuarios en clientes
registrados y una eficiente gestión de la facturación y la cobranza; aplicación
rigurosa de la ley antirrobo de la electricidad.
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10. 4. Implementación del Plan.
El Plan se desarrollará en tres fases las cuales se describen a continuación:
• Primera Fase: promoción de la auto-sostenibilidad del sector (2010-2011).
En esta primera fase, la prioridad será reducir de manera significativa la dependencia del
sector eléctrico de las transferencias gubernamentales. Esto, en consonancia con las metas
de desempeño establecidas en la Carta de Intención en que se basa el Acuerdo del Gobierno
Dominicano con el FMI del 2009. En correspondencia con estos objetivos y metas se
adoptarán y desarrollarán en esta fase, las siguientes medidas y líneas de acción: modificar
el régimen tarifario, focalizar el subsidio, ejecutar un plan de inversiones, reducir los costos
operacionales, iniciar la medición de indicadores globales de calidad de servicio técnico,
reducir los niveles de exposición del sector eléctrico al riesgo de variación en los precios de
los combustibles, transparentar y eficientizar el manejo de las transferencias
gubernamentales al sector eléctrico, desarrollar acciones para garantizar la oferta de
electricidad en el mediano plazo y ejecutar un programa de fortalecimiento institucional del
sector eléctrico.
• Segunda Fase: Consolidar y Reordenar el Sector (2012-2013).
En esta segunda fase, la prioridad será apuntalar y profundizar los logros alcanzados durante
la etapa anterior. Para este fin, se adoptarán las medidas de política y desarrollarán las
acciones que tendrán como objetivo facilitar el proceso de transición que culminará con la
adopción plena del modelo tarifario establecido en la Ley 125-01. En esta fase, la política
sectorial se centrará en los siguientes objetivos: implementar un esquema tarifario técnico,
que remunere los costos eficientes de la actividad de distribución; profundizar y
perfeccionar la focalización del subsidio eléctrico; iniciar el pago de compensaciones por la
violación de los estándares globales e individuales de algunos indicadores de calidad del
producto y de servicio técnico; realizar licitaciones de contratos de compra de energía para
abastecer la demanda; evaluar la viabilidad de una eventual re-capitalización de las
empresas distribuidoras.
• Tercera Fase: Implementar el Modelo Adoptado por la Reforma (2014-2015):
Con base en el reordenamiento del sector logrado en las fases previas, los esfuerzos para la
recuperación definitiva se centrarán en consolidar la implementación del modelo concebido
para la reforma del sector. Las acciones estarán orientadas a alcanzar los siguientes
objetivos: consolidar la auto-sostenibilidad financiera del sector; la implementación plena
del régimen de calidad de servicio; la creación de condiciones para la existencia de un
mercado de generación competitivo; establecer régimen de calidad de servicio; se pagan
compensaciones por incumplimiento de los estándares establecidos para los indicadores
globales e individuales de calidad del producto y de calidad del servicio técnico y comercial;
traspasar la operación de las empresas distribuidoras al sector privado.
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11. 5. Objetivos y Metas
A continuación se presentan indicadores claves del sector en las áreas de distribución,
transmisión y generación, así como política de tarifas y subsidios que dan sustento a los
lineamientos generales expresados anteriormente.
5.1. Objetivo General – Servicio
El objetivo general es proporcionar un servicio de 24 horas a todos los clientes que
pagan para el año 2015, con todos los "consumidores" convertidos a clientes a finales
del 2010. Esto está sujeto a las interrupciones técnicas de fallos de red o acontecimientos
de fuerza mayor - aunque el sector de cualquier manera se propone una reducción de
estos fallos de suministro. Los objetivos se dividirán por EDEs para fines de control y
cada una de las EDEs tendrá su propio perfil que refleja las circunstancias de la empresa.
La responsabilidad de la entrega de estos objetivos es de los directores generales de las
EDEs.
Los objetivos son:
2009 2010 2012 2015
Número de [1,350,000] [2,100,000] [2,230,000] [2,310,000]
clientes de las
EDEs
Número de [600,000] [800,000] [1,350,000] [2,310,000]
clientes en los
circuitos de 24
horas
Proporción de [44%] [38%] [61%] [100%]
clientes en los
circuitos de 24
horas
Los objetivos antes mencionados sólo se pueden lograr si el sector puede alcanzar un
equilibrio financiero estable y si las mejoras de flujo de efectivo pueden ser aceleradas,
principalmente con la inversión en la renovación de las redes de distribución. Por lo
tanto, la segunda categoría de objetivos y metas es el CRI.
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12. 5.2. CRI
El CRI existente será complementado por un CRI Modificado a fin de reflejar el
desmantelamiento del PRA y para asegurar que el rendimiento no esté afectado por el
suministro a clientes no regulados por las EDEs. Por lo tanto, la meta para el CRI
Modificado corresponde a suministros a todos los clientes (incluidas las antiguas zonas
PRA), excepto los clientes no regulados. Inevitablemente, la nueva medida se inicia
desde una posición inferior a la medida anterior, que excluía los clientes del PRA e
incluía los usuarios no regulados. El objetivo global es un CRI de 85% para el 2015.
Cada una de las EDEs tendrá un perfil diferente para reflejar sus propias circunstancias.
La responsabilidad de su cumplimiento recae en los directores generales de las EDEs,
mientras que el monitoreo estará a cargo de la CDEEE.
Los objetivos son:
2009 2010 2012 2015
CRI redefinido de las 61% 69% 78% 85%
EDEs
Pérdidas totales de 32% 28% 20% 14%
energía de las EDEs
Coeficiente de 90% 96% 98% 99%
Cobranzas
Estos objetivos estarán en riesgo sin una inversión adecuada. Además, las EDEs
desarrollarán procedimientos más efectivos para el manejo de clientes. Los objetivos
dependen de un funcionamiento más eficaz de los procesos anti-robo en la ley, y en un
programa de comunicación constante con el apoyo de todos los mecanismos e instancias
del Gobierno.
5.3. Inversión en Distribución
Las EDEs cuentan con un programa de inversión para la recuperación y el
mantenimiento del desempeño de cada circuito. La inversión es priorizada por criterios
comerciales, y será objeto de revisión y auditoría por parte del Equipo Ejecutivo de la
CDEEE. Para cada proyecto de inversión existe un resultado esperado en términos de la
reducción de pérdidas de energía y mejoramiento en los niveles de suministro.
El programa pautado hasta el 2012 es el siguiente:
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13. 2009 2010 2011 2012
Inversión en [80] [150] [150] [100]
Distribución (US$
MM)-Total EDEs
La responsabilidad de la prestación corresponde a los Directores Generales de las EDES,
mientras que la responsabilidad de la financiación y de la auditoría de la actuación recae
en el Equipo Ejecutivo de la CDEEE.
5.4. Proyectos de Generación
Hay una necesidad urgente de nuevos proyectos de generación para cubrir los actuales
crecientes déficits, y reducir significativamente el costo de generación. La demanda
estimada - en capacidad y energía - es la siguiente:
2009 2010 2012 2015
Producción de 14805 14496 14939 17911
Energía (GWh)
Demanda 1690 1655 1705 2045
Promedio (MW)
Demanda 2011 1982 2066 2494
Máxima (MW)
Capacidad 2414 2378 2647 3526
Máxima
(Reserva de
20%) (MW)
Teniendo en cuenta que la oferta máxima es típicamente alrededor de 1775MW, y en el
mejor de los casos 1890MW, y que 276MW de la oferta debe ser retirada como obsoleta
e ineficiente, hay una urgente necesidad de contrato de 1,240MW tan pronto como sea
posible para satisfacer la demanda a partir de 2012. La nueva capacidad pautada es a
carbón, gas (ciclo combinado), hidráulica y eólica. Los proyectos de generación
planificados son:
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14. Proyecto Combustible Fecha prevista Capacidad
en MW
Pinalito Hidroeléctrica 2009 50
Palomino Hidroeléctrica [2011] 100
Las Placetas Hidroeléctrica [2012] 98
Planta de LNG 2010 [100-
emergencia- 150]
Boca
Chica/Caucedo
Eólica No.1 Eólica [2011] [33]
Central de GNL [2013] [600]
ciclo
combinado de
gas natural
Central de GNL [2013] [300]
ciclo
combinado de
gas natural
Carbón Carbón [2014] [500-
550]
Eólica No. 2 Eólico [2011] [50]
Gas FO/LNG [2010] [48]
natural/Fuel
Oil (Laesa)
Carbón (EGE- Carbón [2014] [250]
HAINA)
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15. La responsabilidad de la realización y el funcionamiento eficiente de las instalaciones
hidroeléctricas recae en EGEHID. La responsabilidad de la contratación de los proyectos
restantes se encuentra con CDEEE, en nombre de las EDEs, actuando como principal
comprador. Las EDEs serán capaces de adquirir el producto de los proyectos de menos
de 50 MW fuera de la ruta principal de comprador.
Para todos los proyectos propuestos, la contratación será en virtud de un proceso
competitivo, aprobado por la SIE conforme con el Artículo 110 de la Ley, y por lo tanto,
las distribuidoras podrán ser capaces de pasar los costes de los acuerdos de compra de
energía a los clientes a través de las tarifas en el marco de la Tarifa Técnica.
5.5. Costos de Generación
La CDEEE y las empresas distribuidoras trabajarán en conjunto con los generadores
privados para reducir los costos actuales de suministro. Uno de los proyectos está en
curso:
Proyecto Prevista para la
finalización en:
Conversión de CESPM a gas [2011]
Otros proyectos y actividades incluyen:
• La Conversión de gas natural licuado OCGT a central de de ciclo combinado
(Los Minas).
• Formalización de la Mesa Combustible como mecanismo para aprovechar
economías de escala en la compra de combustible. La coordinación de esta mesa
recaerá sobre la CDEEE, la cual coordinará con los generadores privados las
demandas de combustible y la optimización de las condiciones y cronogramas de
adquisición de los mismos.
• Negociación de los contratos del Acuerdo de Madrid.
5.6. Mejoras de eficiencia en los costos de operación
El nivel de costos de operación en el sector público es demasiado alto. Si bien se
requiere mano de obra suficiente para realizar los cambios comerciales sustanciales que
se requieren, en particular la regularización de los clientes, el Equipo Ejecutivo de la
CDEEE se ha comprometido a las siguientes reducciones en los costos de operación a
partir del 2010. Las reducciones de los gastos de operación se expresan en porcentaje en
relación al año anterior.
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16. 2010 2011 2012
Ahorro en costos de operación 25% 10% 10%
(millones de RD$ por año)
Estas reducciones pueden tener poco impacto en la economía global del sector, pero sin
duda es esencial que los costes se mantengan en un mínimo cuando el sector se enfrenta
a esos problemas y cuando los clientes se enfrentan a tarifas tan elevadas para que el
sector pueda sobrevivir. La responsabilidad de la prestación de los objetivos en costos de
operación recae en el Vicepresidente Ejecutivo de la CDEEE y los directores generales
de las empresas.
5.7. Transmisión
Con el fin de mejorar la fiabilidad del sistema y permitir que la nueva generación se
conecte y se transporte de manera eficiente, los siguientes programas principales se
llevarán a cabo:
• Finalización del Anillo de 138 kV, (Mayo 2010)
• Columna de 345 kV – Líneas 138 Kv serán finalizadas en abril del 2010 y la
terminación final con 2 subestaciones y línea de 345 Kv ocurrirá en mayo del
2011.
Programa de apoyo de tensión
• Programa de condensadores de 69 kV, vinculados al programa de distribución
para la reducción de las pérdidas técnicas que deben incluirse en los programas
de inversión en distribución.
• Proyecto 345 Kv- 100 Km- subestación Julio Sauri
La responsabilidad de la entrega de los proyectos de transmisión corresponde a ETED.
5.8. Transición Tarifaria
Dada la necesidad de mejorar la situación financiera del sector en el 2010 tomando en
cuenta su situación real a la fecha, el Plan se basa en el retorno en el corto plazo a la
Tarifa Indexada y la eventual adopción de la tarifa técnica. Esta medida protegerá al
sector del riesgo del precio del combustible.
Durante la implementación de este Plan la SIE pondrá en ejecución los estudios para el
diseño e implementación de la transición tarifaria realizados dentro del marco del
Acuerdo de Asistencia Técnica con el Banco Mundial, financiado por el préstamo BIRF
7217-DO.
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17. Con la implementación de este nuevo esquema, la tarifa reflejará los costos de
abastecimiento de las empresas distribuidoras y el valor agregado de distribución de las
mismas. Además, contemplará una revisión gradual del pliego tarifario, para reducir los
subsidios cruzados y la incorporación de un componente compensatorio de las pérdidas
en exceso a las reconocidas por la tarifa técnica, el cual se irá desmontando de acuerdo
con las metas de gestión establecidas en este Plan.
Este avance mejorará la estabilidad regulatoria y proveerá una señal positiva a los
inversionistas. La transición de la Tarifa Indexada a la Tarifa Técnica será gestionada
por la SIE para garantizar que no perturbe el equilibrio financiero establecido para el
período de planeación.
El Plan de Acción contempla además la adquisición por parte de la Secretaría de Estado
de Hacienda de una cobertura de riesgo de aumentos en el precio del petróleo para cubrir
la exposición parcial o total del sector.
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18. 6. Compromisos de Política y Gestión
6.1. Decisiones de política
• Implementación a partir del 2010 de un esquema tarifario de transición que lleve
al sector a la tarifa técnica (SIE).
• El Gobierno se compromete al pago de los subsidios y gastos de inversión de
acuerdo a un cronograma acordado (Hacienda)
• Apoyo en la gestión de financiamiento para inversión en nueva capacidad
(Hacienda)
• Implementación de BONOLUZ cumpliendo los compromisos con el Banco
Mundial y el Banco Interamericano de Desarrollo para marzo 2010 (Gabinete
Social)
• Acuerdo para que el comprador principal actúe en nombre y en acuerdo con las
EDEs para Febrero 2010 (CDEEE)
• Revisión de los procedimientos anti-robo para garantizar que cumplan con los
objetivos de política –marzo 2010 seguido por la aplicación de cambios en caso
de ser necesarios (SIE, Procuraduría, CDEEE)
• Pacto político basado en el Plan – con la participación de todas las partes y el
sector privado - para permitir que la estabilidad política se mantenga a través del
tiempo -marzo 2010 (SEEPyD y CDEEE)
• La CDEEE, en su calidad de “holding” y propietario de las empresas estatales,
promoverá una racionalización de los procesos de gobierno corporativo de las
empresas eléctricas estatales, para mejorar la gestión empresarial de las mismas.
• Programa de comunicaciones para apoyar el Plan y, especialmente, la cuestión
del robo - a partir de enero de 2010 (CDEEE)
• Programa de eficiencia energética para ejecutar junto al desmantelamiento del
PRA desde enero de 2010 - a ser elaborado por la CDEEE y ejecutado por EDEs
• Re-definición del papel de la Unidad de Electrificación Rural - (CDEEE)
6.2. Compromisos de Gestión (Equipo Ejecutivo CDEEE y
Administradores Generales de las EDEs)
• Implementación del desmantelamiento del PRA en las etapas siguientes:
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19. o Regularización e incorporación de los consumidores como clientes de las
EDEs, e identificación de los clientes de BONOLUZ- estimado en
320,000 para mayo de 2010.
o Asesoramiento al cliente y campaña de servicios en cada área, así como
un programa de renovación de activos hasta completar el
desmantelamiento
• Establecimiento de un procedimiento de monitoreo del programa de inversión
para cubrir cada circuito - Febrero 2010 (CDEEE)
• Realización de las auditorías financieras y operativas en cumplimiento de los
acuerdos de préstamos con el Banco Mundial y el Banco Interamericano de
Desarrollo.
• Introducción de sistemas de contabilidad y de información en la CDEEE
compatibles con las normas internacionales - a partir de [Julio 2010]
6.3. Gestión de Política de la CDEEE con los Generadores del
Sector Privado
• Maximizar el suministro desde el 1 de enero 2010, dados los compromisos
asumidos para eliminar los atrasos y aplicar un esquema de transición tarifaria en
el corto plazo que lleve a la tarifa técnica.
• Gestionar con los generadores oportunidades de reducción de costos de
generación.
• Coordinar con los generadores programas de apoyo en actividades de renovación
de activos y políticas anti-fraude junto a las Distribuidoras.
• Revisión de las opciones de contratación a largo plazo con el Equipo Ejecutivo
de la CDEEE.
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20. 7. Riesgos y Problemas Claves
7.1. Resumen de los principales factores atenuantes de riesgo
Retorno a la Tarifa Indexada y esquema de transición a la tarifa técnica
La entrega de la plena recuperación del sector es consistentemente amenazada por los
problemas de flujo de caja recurrentes. Estos inhiben las medidas de gestión efectivas, y
además forman una gran barrera para la inversión que se requiere para una recuperación
completa. Los fondos del Gobierno no pueden cerrar la brecha. Por lo tanto, el regreso a
la Tarifa Indexada en el 2010 y de indexación (hacía arriba y abajo) a partir de ese punto
es la principal medida de mitigación de riesgo, previo a la aplicación de una tarifa
técnica.
7.2. Gestión Efectiva a través del “Holding Company”
Mediante el establecimiento de un conjunto de procesos y sistemas de gestión más
claros, el Equipo Ejecutivo de la CDEEE mejorará el control de la ejecución del plan de
negocio y la gestión de los riesgos principales para la recuperación del sector.
7.3. Riesgo de Interrupción del Servicio Eléctrico
Las principales formas de mitigar este riesgo son:
• El compromiso de los generadores del sector privado para el suministro pleno de
energía eléctrica a partir del 1 de enero 2010
• Regreso a la Tarifa Indexada en el 2010
• La gestión eficaz de las redes de distribución, circuito por circuito, para mejorar
y mantener el rendimiento CRI - con la auditoría por el Equipo Ejecutivo de la
CDEEE
• Implementación del proceso de adquisición de energía dirigida por la CDEEE
como principal comprador, a nombre de las distribuidoras
7.4. Riesgo de Altas Tarifas
Las principales formas de mitigar este riesgo son:
• Un programa de comunicación, con el apoyo de todas las partes interesadas,
incluidas todas las ramas de Gobierno
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21. • Potencial para movimientos a la baja de las tarifas provocado por precios más
bajos de los combustibles y aumentos en la eficiencia.
• Plan de subsidios focalizados BONOLUZ
• Cooperación de los generadores en oportunidades de reducción de costes de
generación
• Campaña de eficiencia energética
7.5. Riesgo del precio del Petróleo (y otros precios de
combustibles)
Las principales formas de mitigar estos riesgos son:
• Regreso a la Tarifa Indexada
• Implementación del proceso de adquisición de energía dirigida por la CDEEE
como principal comprador, en nombre de los distribuidores - gas, carbón, viento
• Cooperación de los generadores en oportunidades de reducción de costes de
generación
• El funcionamiento eficaz de las plantas hidroeléctricas de EGEHID
• Contingencia en los planes financieros del Gobierno
• Cobertura de riesgo contra el precio del petróleo
7.6. Riesgo Regulatorio – Tarifa Técnica
La principal formas de mitigar este riesgo es:
• Acuerdo de la SIE para suavizar la transición desde la Tarifa Indexada teniendo
en cuenta los costes reales y las proyecciones del sector
7.7. Riesgos de la entrega de nuevas capacidades y de
rehabilitación de generación
Las principales formas de mitigar estos riesgos son:
• Implementación del proceso de adquisición de energía dirigida por la CDEEE
como principal comprador, en nombre de los distribuidores
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22. • La voluntad del Gobierno para asignar el crédito de apoyo para nueva generación
7.8. Riesgo de la cultura del robo de energía
Las principales formas de mitigar estos riesgos son:
• Programa de comunicación, con el apoyo de todas las partes interesadas,
incluidas todas las ramas de Gobierno
• Revisión y mejora de los procedimientos contra el robo para garantizar que se
cumplan los objetivos de la política
• Estrategias de manejo de clientes de EDEs
• Monitoreo del progreso y rendimiento de las inversiones en EDEs, circuito por
circuito, verificados por el Equipo Ejecutivo de la CDEEE
7.9. Riesgo de no cumplimiento del plan de inversión -
Distribución
Las principales formas de mitigar estos riesgos son:
• Regreso a la Tarifa Indexada y la transición sin problemas a Tarifa Técnica
• Monitoreo del progreso y rendimiento de las inversiones en EDEs, circuito por
circuito, verificados por el Equipo Ejecutivo de la CDEEE
• Compromiso por el Gobierno para el pago de los subsidios acordados y
subvenciones a la inversión
7.10. Riesgo de incumplimiento de distribución – Pérdidas y
Costos Operacionales
Las principales formas de mitigar estos riesgos son:
• Monitoreo del progreso y rendimiento de las inversiones en EDEs, circuito por
circuito, verificados por el Equipo Ejecutivo de la CDEEE
• Proceso de gestión racionalizado para empresas de CDEEE
• Provisión de contingencia limitada por el Gobierno
• Compromiso por el Gobierno para el pago de los subsidios acordados y
subvenciones a la inversión
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23. 7.11. Riesgos meteorológicos
Ninguna acción puede mitigar este riesgo, salvo en el margen. Sin embargo, la
renovación de activos ayudará a reducir el impacto de los fenómenos climáticos futuros.
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24. 8. Coordinación y liderazgo del Plan.
La CDEEE actuará como ente líder y coordinador de todas las estrategias, objetivos y
actuaciones de las empresas eléctricas de carácter estatal, así como aquellas en las que el
Estado sea propietario mayoritario o controlador y se vinculen al funcionamiento del
sistema energético nacional.
Asimismo, establecerá una mesa de coordinación con la Comisión Nacional de Energía
y la Superintendencia de Electricidad para el desarrollo y aplicación de las iniciativas y
políticas conjuntas del sector eléctrico nacional.
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