El Plan Integral para la Recuperación del Sector Eléctrico, implementado por la administración del presidente Leonel Fernández en agosto de 2004, muestra avances cuantitativos y cualitativos que permiten vislumbrar la luz al final del túnel.

Un factor importante, que unido al incremento de los circuitos 24 horas de energía ininterrumpida -167 circuitos en el 2005 vs. 257 circuitos en la actualidad-, certifica la mejoría en la calidad del servicio en la República Dominicana, es la desaparición de los apagones generales –blackouts-, los cuales durante 2004 y 2005 alcanzaron el promedio de 7 por años.

Esta mejoría en la calidad del servicio, está sustentada en un incremento neto de la generación promedio mensual de electricidad de más de un 30% del 2004 a la fecha -739 millones de kilovatios hora vs. 949 millones de kilovatios. Esto ha permitido reducir las horas diarias promedio de interrupción de 6.2 horas al día a 3.8 horas por día, abasteciendo una demanda superior al 85%.

Las transferencias presupuestales al sector durante estos tres años de recuperación han totalizado  US$2,000 millones, permaneciendo como uno de los mayores riesgos a la estabilidad macroeconómica de la Nación, a pesar de que el Indice de recuperación de Efectivo de las distribuidoras ha pasado de un 48% en el 2004 a un 62% en la actualidad.

Sin embargo, no se han logrado mejorías en cuanto al costo promedio del suministro eléctrico, debido al desmesurado incremento en los precios de los hidrocarburos de más de un 70%. Estos dos aspectos son tareas pendientes, con soluciones de mediano plazo, que requieren mayor período de maduración.

Por este motivo, en la institución se ha definido un mapa de ruta que guiará las decisiones en materia de planificación, regulación e inversión imprescindibles para que el sector eléctrico sea autosostenible. Como resultado, se espera, en términos generales, una reducción gradual de los aportes gubernamentales al sector-focalización del subsidio social-; una reducción significativa de la tarifa a los usuarios, por el aumento de eficiencia sectorial; y una mejoría sustancial en la calidad del servicio eléctrico nacional, tanto en la cobertura y satisfacción de la demanda, como en los aspectos comerciales.

Este mapa está caracterizado por un proceso de transición y consolidación del sector, en 3 etapas  de 3 años cada una, comenzando a partir del año 2008.

• La primera fase (2008-2010) será de recuperación de la sanidad financiera del sistema. Para lograr este objetivo se intensificarán los esfuerzos para disminuir las pérdidas, y se iniciará la implementación de modificaciones al sistema de cálculo de la tarifa vigente y al sistema de subsidios, con el propósito de crear las condiciones para alcanzar una situación de equilibrio económico del sector, en la que se pueda aplicar una tarifa que reconozca costos eficientes y con niveles mínimos de calidad de servicio.

En esta etapa las empresas enfocarán sus esfuerzos en mejorar la calidad del servicio comercial y la Superintendencia pondrá en marcha acciones para garantizar su cumplimiento. 

Para estos fines se concertarán acuerdos con los operadores de las empresas distribuidoras en los que se establecerán los compromisos de estas respecto a la calidad del servicio y las penalizaciones por su incumplimiento.

• La segunda fase, que será de consolidación y ordenación del sector, irá del 2011 al 2013, partiendo de un sector eléctrico con una base económica y condiciones operativas fuertes que permitan al Gobierno hacer más eficiente el apoyo financiero al sector eléctrico. Desde el punto de vista tarifario, en este período se instrumentará en forma plena una tarifa de transición con las siguientes características:

• Tarifa de transición con mecanismo de ajuste distinto para cada empresa, manteniendo niveles similares en la tarifa percibida por el usuario;

• Mecanismo de compensación por concepto de subsidios y pérdidas en exceso para cada empresa;

• En cuanto a la calidad de servicio, se pondrán en marcha indicadores para monitorear los niveles globales de calidad y continuidad del suministro;

• Continuar con la focalización de los subsidios, hasta que los usuarios con un consumo superior a 100 Kwh/mes paguen el costo real del servicio.

En adición a estas acciones se continuará la expansión y diversificación del parque de generación, para disminuir los precios y la dependencia de los derivados del petróleo.

• La tercera fase, que será de implementación del modelo adoptado en el proceso de reforma del sector, irá del 2014 al 2016, y en  el Gobierno tendrá una participación reducida en el sector y el regulador jugará un rol más activo en la aplicación del marco normativo.

Al finalizar este período, el sistema contará con un esquema tarifario basado en costos eficientes y se aplicará una normativa de calidad que exija a las empresas distribuidoras el cumplimiento de estándares internacionales.

En esta etapa las empresas distribuidoras deberán ser completamente autosostenibles, por lo que el único soporte que el sector eléctrico recibirá del Gobierno corresponderá a los fondos  para financiar el esquema de subsidio focalizado que se adopte.

En estos  nueve años las principales acciones que se llevarán a cabo en cada uno de los segmentos de la industria serán de:

Generación.

• Terminación de la renegociación de los contratos de compra de energía.

• Instalación de los 1.200 MW de generación a carbón que fueron licitados por CDEEE.

• Continuación de la reconversión a gas natural de la CESPM y de otras unidades de alto costo.

• Instalación de alrededor de 300 MW de generación hidroeléctrica, con una inversión cercana a los US$800 millones, de los cuales ya se han ejecutado US$250 millones.

• Inicio de los primeros proyectos en base a energía renovable de acuerdo con las concesiones otorgadas para parques eólicos y proyectos a base de biomasa que superan los 700 MW.

Transmisión:

• Terminación de la red de 345 KV que mejorará la interconexión de las regiones norte y sur.  Este proyecto cuenta con financiamiento aprobado por cerca de 124 millones de euros.

• Fin de los proyectos que mejorarán el transporte del excedente de energía de la zona sur a Santo Domingo, así como proyectos para mejorar la calidad del voltaje en las zonas norte y este.  Estos proyectos tienen un costo aproximado de US$50 millones.

Zoom

El papel del regulador

A lo largo de todo este proceso,   el rol del regulador irá evolucionando, pasando de concentrar sus esfuerzos en la normalización del funcionamiento del sector, para finalmente   ejercer plenamente su rol de fiscalización de las empresas distribuidoras, dándole un seguimiento estricto a los estándares de calidad y al desempeño operacional de las mismas, reflejando los avances que se produzcan en reducciones tarifarías.

Distribución:

Se iniciará con la aplicación de un esquema tarifario de transición sin grandes variaciones en el régimen actual, en el cual se  reflejen las reducciones en los costos de compra de las distribuidoras, y   en los niveles de pérdidas, y el desmonte de los subsidios. Para inicios del 2012 se prevé la aplicación de un esquema tarifario técnico que remunere los costos eficientes de las empresas distribuidoras.

• Implementación de un plan de inversiones intensivo para rehabilitar las redes de distribución y mejorar la capacidad de medición de los grandes usuarios de las empresas distribuidoras.  Para iniciar este plan de inversiones, ya se está negociando un financiamiento con el Banco Mundial y el BID por  US$125 millones.

• Universalización de la medición para los casi 500,000 clientes sin medición.

• Aplicación del sistema prepago como uno de los  mecanismos para disminuir el fraude eléctrico y promover el ahorro y la eficiencia energética.

• Seguir el desmonte del PRA, pasando a un subsidio    focalizado, socialmente más justo y eficiente.

• Aplicación de una normativa de calidad de servicio técnico y comercial e para las empresas de distribución, según su capacidad de inversión  y el estado de las redes.

• Programa para mejorar el servicio comercial de las  distribuidoras mediante un aumento del número de oficinas comerciales, estafetas de pago, sistemas para facilitar el pago a distancia y vía terceros.

• Promoción de la autonomía de gestión de las distribuidoras para facilitar la re-capitalización de las mismas.