Comentarios de Bernardo Castellanos y Respuestas sobre el Acuerdo de Madrid

Santo Domingo, D.N. , Septiembre 29, 2005	Santo Domingo, D.N. , Septiembre 29, 2005
Estimado Señor Federico Martínez:	Estimado Sr. Castellanos
Hemos notado que en sus comentarios usted siempre manifiesta objeciones al llamado Acuerdo de Madrid. Pienso que muchas de esas objeciones se deben al hecho de que quizás no cuenta con la información suficiente alrededor de lo que ha sido el Acuerdo de Madrid y sus efectos positivos sobre el sector eléctrico dominicano.
Navegando recientemente por el Internet, nos topamos con la pagina de la Asociación Nacional de Jóvenes Empresarios (ANJE), la cual celebro el 14 de Octubre del 2004, un seminario bajo el titulo de "El Sector Eléctrico Dominicano: Sugerencias Efectivas para su Funcionamiento", en el cual el Ing. Ramón Flores tuvo a cargo la interesante ponencia titulada "Rol del Estado en el Sector Eléctrico", la cual he tenido el honor de leer
En dicha ponencia el Ing. Ramón Flores afirma que como fruto del proceso de capitalización del sector eléctrico llevado a cabo en el 1998, "se ha expandido dramáticamente la capacidad instalada como la generación". Frente a esta aseveración categórica del Ing. Flores, la cual consideramos incompleta nos permitimos hacer las siguientes puntualizaciones. La expansión de la capacidad instalada de generación eléctrica no puede ser atribuida exclusivamente al proceso de capitalización como afirma el Ing. Flores en su ponencia, sino que la mayor parte de ella se produce luego de la firma del Acuerdo de Madrid que al igual que usted, el Ing. Flores también cuestiona, muy probablemente por desconocer ambos muchas informaciones alrededor del mismo. Al efecto, fruto propiamente del proceso de capitalización, las plantas que fueron incorporadas al sistema eléctrico fueron Palamara (( 87.50 Mw.), La Vega (107 Mw.), ambas propiedad de Unión Fenosa, y Monterio (100 Mw.), cuyo contrato de concesión como planta mercante, fue firmado el 15 de Agosto del 2000, horas antes del cambio de mando en el Poder Ejecutivo de la Nación. El total de capacidad instalada nueva que puede ser atribuida de manera directa y exclusiva al proceso de capitalización del sector eléctrico es de 294.5 Mw.	Estoy de acuerdo con la afirmación de Ramón. Si se instalaron plantas en RD fue porque el sector privado tomó el sector eléctrico. La CDE pre-privatización era inviable, tanto así, que para darle un solo ejemplo, Haina Gas con 7,200 horas de uso está parada porque se dañó el eje. Este se daño porque el gobierno del PLD no podía darse el lujo de apagarla para el overhaul final a las 4,000 horas y Siemens le retiró la garantía. Ahora, esa reparación cuesta millones. Permítame anotarle que una planta eléctrica entre el momento que se comienza el estudio de factibilidad y que efectivamente se contrata la construcción de la misma se toma de uno a dos años. Los estudios de mercado y técnicos (de interconexión, modelos de despacho, carga, etc.) son anteriores a la gestión de los permisos y el PPA o IPP.
En vista de que los contratos de compra de energía entre los generadores y distribuidores firmados durante el proceso de capitalización, vencían en el 2004, las empresas generadoras les estaba resultando muy difícil poder conseguir financiamiento en los bancos, para poder emprender la expansión y mejoramiento de la generación, ya que las instituciones financieras eran renuentes a conceder financiamientos, por que las empresas no tenían ninguna seguridad jurídica mas allá del 2004, y cualquier financiamiento para mejorar las plantas existentes o instalar nuevas plantas requería de plazos de repago de dichos financiamientos que superaban el periodo de contrato de venta de energía entre las generadoras y distribuidoras que vencía en el 2004. En otras palabras, el sector eléctrico dominicano no poseía sostenibilidad financiera en el tiempo que le permitiera acceder a capitales de financiamiento de largo plazo, para poder expandir y mejorar la capacidad instalada de generación	El flujo de caja de las generadoras fue diseñado para que tuvieran un saldo positivo importante. Tanto así, que las dos empresas privatizadas produjeron y repartieron beneficios en los primeros doce meses de operación. El financiamiento de una planta es función del flujo de caja del proyecto. Tengo en mis manos un proyecto de la constructora Skanska de Suecia para hacer el EPC (engineering, procurement and construction) de una planta siemens V84.3A de 375 MW, ciclo combinado a LNG, donde ellos además se comprometen a poner el 30% del capital y obtener el financiamiento con el SIDA de Suecia. Winsconsin Energy, a través de su compañía Wisvest, haría la operación y pondría parte del capital. Todo cayó en punto muerto a la firma del Acuerdo de Madrid; no existe forma de ser planta mercante en un mercado donde la demanda se mantiene restringida y donde todos los modelos dicen que con 1,029 MW contratados a 15 años, AES con su propia generadora de 300 MW con un PPA y CDE con 470 MW en take-or-pay te van a despachar que no sea a precio de motores que en ninguna parte del mundo son punto de referencia. No es lo mismo enterrar 450 millones de dólares en una planta que no puede reinstalarse en otro lado jamás que hacer un lease con Wartsila y traer una barcaza invirtiendo sólo los costos de interconexión y una carta de crédito standby.
Fruto del Acuerdo de Madrid, en el cual se realizo una negociación con los generadores y distribuidores del sector eléctrico, se logro extender los contratos de compra y venta de energía entre generadores y distribuidores (no los de concesión qué el proceso de capitalización los fijo en cuarenta (40) años para la distribuidoras e indefinidos para las generadoras capitalizadas) un máximo de quince (15) años, en promedio ocho (8) años, a cambio de obtener una rebaja inicial en el precio de compra de energía de las distribuidoras a las generadoras en un principio en un 31% y en general para el periodo 2001-2003, en un 39%, economías que han representado según la empresa AES en una presentación que realizara en un seminario organizado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), celebrado en Washington, el 19 de Diciembre del 2004, economías de unos US$300 millones con relación a los contratos de compra y venta de energía de la capitalización, o sea a un promedio de US$100 millones/año. Fruto del Acuerdo de Madrid, que le dio sostenibilidad y estabilidad jurídica y económica a las empresas de generación y distribución y en consecuencia al sector eléctrico, rápidamente se pudo acceder a financiamientos de largo plazo en las instituciones financieras los cuales permitieron expandir si dramáticamente la capacidad instalada, como lo podemos demostrar en el siguiente cuadro	Cuando se compra o vende energía la formula de costo incluye la depreciación del equipo. En una planta a vapor esto constituye del 6 al 10% de la facturación. La privatización llevada a cabo de la manera que se hizo permitió que ese % fuera en su mayoría a los bolsillos de los generadores. Itabo cometió el error financiero de ponerse a cambiar las plantas a carbón en lugar de despachar lo que pudieran hasta reventar las plantas y olvidarse de la depreciación. El resultado fue la quiebra financiera de la misma, que obligó a su venta. Se ha preguntado usted cuales de las empresas que generan en este país son internacionales de generación o importantes en su país de origen: AES, FENOSA (tristemente) y Cogentrix. Los demás son apostadores que han tomado un riesgo de venir a un país sin institucionalidad a apostar. ¿Porqué no vino Con-Edison, Electricité de France o Steag de Alemania, a pesar de que retiraron los términos de referencia para la privatización? Porque la privatización fue hecha sin marco legal claro, y las empresas serias no se meten en esos barullos. El acuerdo de Madrid amarró el sistema a esos apostadores. ESE ES SU GRAN PECADO.
EMPRESA PLANTA CAPACIDAD (MW) COMBUSTIBLE Haina Barahona 54 Carbón Haina Sultana del Este 150 Fuel Oil No.6 Haina Manzanillo III 1.7 Fuel Oil No.6 Itabo Itabo I 125 Carbón Itabo Itabo II 125 Carbón AES AES Andrés 300 Gas Natural Dominican Power Partners (DPP) Los Minas V 115 Gas Natural Dominican Power Partners (DPP) Los Minas VI 115 Gas Natural Total 985.7	EMPRESA PLANTA COMENTARIO Haina Barahona Totalmente de acuerdo. Haina Sultana del Este Eso no es una inversión, es un lease Haina Manzanillo III Es un motor Hyunday en un furgón que incluye la centrífuga de Fuel oil y cuesta US$1.0 millón a 5 años Itabo Itabo I Comenzó desde antes del AM Itabo Itabo II AES AES Andrés Se comenzó el proyecto de factibilidad desde la adquisición de la disco Dominican Power Partners (DPP) Los Minas V Una vez AES estaba ahí, el gasoducto hacia sentido para rentabilizar una inversión que estaba parada. La torpeza de Ind. & Comercio fue darle el permiso para montar un gasoducto que no le sirve a más nadie, sólo a ellos, eso no se ve en ninguna parte del mundo. Dominican Power Partners (DPP) Los Minas VI Total
Es bueno destacar que en el caso de las plantas de DPP, las mismas operaban bajo la modalidad de contrato PPA (Power Parchase Agreement) bajo la modalidad IPP (Independent Power Producer), con la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE), ocasionando grandes perdidas mensuales, ya que al ser turbinas de gas que funcionaban con Fuel Oil No.2 (diesel, gasoil), el combustible mas caro que existe para generar electricidad (en el periodo 2000-2003, el precio internacional del No.2 fue un 52% mas caro que el No.6) no podían ser despachadas por su alto costo de generación y al tener un contrato del tipo de CDE debía pagarle mensualmente una suma de alrededor de US$4 millones.	Una vez AES estaba ahí, el gasoducto hacia sentido para rentabilizar una inversión que estaba parada. Estas plantas, al igual que un parque de más de 500 MW en turbinas que hay que echarlas al mar, con un costo de más de 350 millones son la herencia de los gobiernos de Balaguer, que como no sabía nada de electricidad lo convencían de que nada más era barato la generación hidro. De esa manera los Administradores de CDE se inventaban urgencias que había que resolverlas con turbinas de ciclo simple que dejaban unos cuartos en la compra.
Con la firma del Acuerdo de Madrid, la CDE se libero de este IPP, ya que traspaso el contrato a precios del Acuerdo de Madrid a Edeeste, sin tener que pagar nada por concepto de costos hundidos, y además se pudo hacer la conversión de No.2 a Gas Natural, por que DPP (AES) pudo acceder a financiamiento de largo plazo, con lo cual la planta ya puede ser despachada para fines de generación. Si no hubiera existido el Acuerdo de Madrid, no hubiera sido posible la inversión en 505.7 Mw. en nuevas capacidades, ni la conversión de 480 Mw. para que operaran con combustibles mas eficientes y baratos, ya que las empresas no disponían de los recursos económicos ni podían acceder a fuentes de financiamiento de largo plazo	Con os sin el AM AES hubiese hecho el gasoducto, dado que era parte del proyecto de Andrés. Barahona es el único proyecto atribuible al AM y no voy a discutir su costo, el contrato de EPC, ni su financiamiento.
Se ha querido y pretendido satanizar el Acuerdo de Madrid, atribuyéndole al mismo los problemas que hoy experimenta el sector eléctrico. Más sin embargo, violaciones que están ocurriendo en la actualidad a la Ley General de Electricidad 125-01, con la anuencia de las autoridades competentes, reciben el silencio absoluto. Por ejemplo, s ucede que las distribuidoras han firmado contratos de corto plazo con los generadores que antes operaban como plantas mercantes (Monterio, Metaldom, Seaboard), los cuales vendían toda su energía en el mercado spot, a unos precios artificialmente mas baratos que los precios del Acuerdo de Madrid, fruto de las restricciones financieras que existe en el sector eléctrico en donde solo se suministra entre un 70% a 80% de la demanda. Esta restricción, unida a la fijación de un precio tope en el mercado spot, hacen que el valor de la energía que se comercializa en dicho mercado sea inferior (de manera artificial) en aproximadamente un 25% con relación a los precios del Acuerdo de Madrid, cuando debería ser todo lo contrario si el mercado spot operara con libertad y sin restricciones. Estos contratos de corto plazo han sido negociados de grado a grado, sin licitación.	El AM desafortunadamente fue la canonización de Lutero. Se amarró con apostadores que vinieron a buscar beneficios de corto plazo una estructura rígida que imposibilita la entrada de plantas eficientes, a menos que no sea para trabajar para los que "amarraron su chiva" con los secuaces de Hipólito. No culpo a los que hacen contratos con las discos a precios por encima del mercado spot y por debajo del AM. Para que voy yo a entrar en competencia en el spot, ¿para beneficiar a los que se asignaron la tajada del león en el AM? Solo un loco va a vender a precios del spot, para que los contratantes del AM se lleven todos los beneficios. ¿No me digas que estas de acuerdo en que Barahona turbogas sea el tope del spot? Si un grupito secuestró la ley en su ventaja, los otros harán lo posible por violarla.
La firma de estos contratos de corto plazo , los cuales se convierten en largo plazo por que se renuevan automáticamente, se han hecho como una forma de evadir lo establecido en el articulo 110 de la Ley General de Electricidad, el cual establece que los contratos de largo plazo entre generadores y distribuidores deben hacerse por medio de una licitación supervisada por la Superintendencia de Electricidad Al hacer contratos de corto plazo (menos de un año) evaden esta parte del articulado, aunque como dichos contratos se renuevan automáticamente, entonces se convierten en contratos de largo plazo. Lo que ha sucedido que a través de este artificio es que las distribuidoras ahora tienen contratada mas del 95% de la energía, dejando alrededor de solo un 5% al mercado spot, en franca violación a una disposición del articulo 110, el cual establece que la energía contratada por las distribuidoras no puede ser mayor de un 80% y que la energía del mercado spot será como mínimo un 20%. Ninguna de estas dos condiciones se ha respetado.	Si el tope del mercado spot fuese Barahona turbogas no se hubiese reparado nunca Barahona carbón. Habría que meterla en linea diario por razones de tensión y el spot fuera a US$400 en MW.
Quien ha sido el perjudicado en esta colusión que se ha producido entre el organismo regulador y los agentes del sector eléctrico? evidentemente que las distribuidoras, por que antes de la firma de estos contratos de corto plazo compraban energía en el mercado spot a un precio mas barato de lo que la compran ahora, ya que el precio de compra de los nuevos contratos de corto plazo es según lo establecido en el Acuerdo de Madrid	Las discos no pierden porque adquieren energía cara, pierden porque no cobran y no cobran porque no han hecho la inversión de montar subestaciones para darle apagones a los que no pagan. Para apagar "La Yuca" tienes que apagar a Naco y Piantini, para apagar a "El Café" tienen que apagar el Country, la urbanización Santo Domingo y el muelle.
Este hecho lo que ha producido es un empeoramiento del flujo de caja y finanzas de las distribuidoras, el cual es cubierto por un aumento en los subsidios que mensualmente entrega el Gobierno, ya que las perdidas no se han reducidos. Si las actuales autoridades argumentan que el precio del Acuerdo de Madrid esta sobrevalorado en un 25%, entonces esta era una brillante oportunidad de enviar una señal clara al mercado eléctrico y haber firmado estos contratos de corto plazo con el precio reducido por lo menos en un 25%. Como no se hizo, sino que se favoreció a esas tres empresas generadoras que antes operaban como plantas mercantes, entonces cabria la pregunta de que tan cierta es la afirmación de que los precios de compra de energía de las distribuidoras a los generadores bajo el Acuerdo de Madrid esta sobrevalorados en un 25% con relaciona lo que son los precios del mercado?
Particularmente pienso que el problema del sector eléctrico siguen siendo los mismos que existían antes del proceso de capitalización lo único que ahora más agravados, por que la capitalización en la forma que fue concebida y ejecutada, agravo los mismos. Estos problemas que existían antes del proceso de capitalización y que persisten en la actualidad son:	De acuerdo, pero empeorados por: Una privatización hecha por Amateurs Un Acuerdo de Madrid hecho por oportunistas Una negociación de los PPA a IPP hecha por corruptos
a) Bajo índice de cobranzas de las Distribuidoras,
b) Altos costos de generación.
A esto hay que añadirle el problema para que representa para el Estado Dominicano los famosos contratos IPP Estos tres problemas estaban vigentes antes de la capitalización y hoy siguen vigentes mas agravados, con la diferencia de que todos los dominicanos y el Estado Dominicano hoy pagamos un servicio eléctrico muchísimo mas caro que lo que nos costaba cuando todo era estatal, con la diferencia que la calidad del servicio no ha mejorado en la misma magnitud que el precio se ha incrementado.	Estas seguro? Esto era la CDE
El incremento de costo del servicio eléctrico no tiene nada que ver con los precios del petróleo, ya que los tres problemas antes mencionados, los altos precios del servicio y la baja calidad en el mismo han estado presentes desde el mismo inicio de la capitalización y las empresas distribuidoras en manos del sector privado no han demostrado ser mas eficientes que las mismas distribuidoras cuando eran administradas totalmente por el Estado, a pesar de que fruto del proceso de capitalización, todas las empresas capitalizadas fueron entregadas al sector privado sin pasivos y al finalizar el segundo año de operación comercial (2000), ya las distribuidoras estaban descapitalizadas por los altos niveles de perdidas que nunca pudieron reducir, demandando inyección de nuevos capitales a través de financiamientos para poder seguir operando y cubrir los déficits de flujo de caja mensual que experimentaban. Para muestra solo hay que ver los índices de perdidas de Edeeste (administrada por una empresa privada) en la actualidad y compararlos con Edenorte y Edesur administradas por el estado y veremos que Edeeste presenta un desempeño igual o peor que las empresas distribuidoras administradas por el Estado	¿
Soy de opinión que el problema es que nos fuimos a un modelo de capitalización que no tomo en cuenta los problemas estructurales del sector eléctrico y del País. Cuando en Chile y demás países suramericanos se fueron a un sistema de capitalización o privatización de su sector eléctrico, en esos países no existía la cultura de fraude y no pago de los servicios eléctricos que existe en la Republica Dominicana. Eso marca, a mi entender, la diferencia en los procesos y el error principal de concepción que se cometió en la capitalización. Adicionalmente, se quiso establecer como modelo de empresa privada eficiente en el sector de prestación de servicios públicos, a las empresas telefónicas privadas instaladas en el País, sin tomar en cuenta que la tecnología existente en el sector de telecomunicaciones se convierte en un facilitador de la eficiencia que las empresas privadas exhiben, ya que ninguna persona ajena a la empresa prestataria del servicio de telecomunicación, puede conectar de manera ilegal o fraudulenta a ningún usuario, tal y como sucede en el sector eléctrico, en donde la tecnología no ha avanzado de la misma manera que en el sector de telecomunicaciones, que permita tener niveles de seguridad y protección contra los fraudes ocasionados por las conexiones ilegales. En cambio, en el sector de servicios de televisión por cable, que también es administrado por empresas privadas, vemos la gran cantidad de fraudes y conexiones ilegales que existen, por que la tecnología de ese servicio no es tan segura ni ofrece los mismos niveles de protección a la empresa que ofrece la tecnología en el sector de telecomunicaciones	Bernardo, la diferencia mayor fue que en ninguno de esos países se hizo privatización sin Ley de Electricidad y sin mucha ponderación previa. En Peru el índice de pérdidas estaba en 40% y a los cinco años era 12%. En ninguno de esos paises fueron aventureros que compraron la conciencia de los funcionarios del sector, si no empresas de categoría mundial. El problema es que todos los privatizadores en esos países llegaron a invertir, aquí sólo invirtieron hasta adonde se lo permitía apalancar los activos adquiridos (sin pasivos).
Cuando Chile se fue a la privatización, las perdidas en el sector eléctrico administrado totalmente por el Estado eran de un 20%, según cifras dadas por el Superintendente de Electricidad de Chile en una conferencia dictada el año pasado en el Hotel El Embajador. Si nosotros hubiéramos tenido niveles de perdidas en el sector eléctrico al momento de la capitalización de un 20%, nadie en este País se hubiera planteado la necesidad de la capitalización Lo que sucede que nosotros teníamos niveles de perdidas del orden del, 50% (entre energía generada y cobrada a los usuarios) y esos niveles de perdidas no fueron mejorados por las distribuidoras en manos privadas.
Entiendo que lo que hay que abordar son unos problemas primarios, que para la mayoría de los técnicos y especialistas extranjeros que nos visitan resultan inverosímiles que estén ocurriendo en pleno siglo 21. Aquí lo que procede en el corto y mediano plazo, son acciones primarias elementales, como son la reducción de las perdidas en la distribución y comercialización, la mejoría en los índices de cobranzas de las distribuidoras y una reducción sustancial en los costos de generación, que solo se lograra en el largo plazo mediante la introducción de plantas de generación de base que puedan producir la electricidad a precios de hoy entre US$0.04 Kwh y US$0.05 Kwh (carbón, biomasa, biodiesel) y para el pico cubrirlo exclusivamente con centrales hidroeléctricas (tradicionales y de acumulación por bombeo), complementado todo esto con la instalación de plantas eolicas cuya energía no es despachable como lo son las plantas antes mencionadas. La contratación de este tipo de plantas deberá hacerse entre empresas generadoras y distribuidoras, o como plantas mercantes, siempre apegadas a la Ley General de Electricidad 125-01, pero nunca bajo la modalidad de contratos del tipo IPP que tanto daño le han ocasionado a las finanzas del Estado Dominicano.	De acuerdo, Pregúntale a esos técnicos si han oído hablar de alguna de las firmas que están aquí
Con este esquema de generación la tarifa eléctrica a los usuarios pudiera llegar entre US$0.09/Kwh y US$0.11/Kwh ( 0.04 a 0.05 costo de generación + 0.01 peaje de transmisión + 0.04 a 0.05 valor agregado de distribución), con lo cual nuestro sector productivo tendría posibilidades reales de competir, ya que el costo de la electricidad no seria un factor adverso como lo es ahora. Con la actual estructura de generación que tenemos, no es posible reducir significativamente los costos de generación y mientras sigan las ineficiencias en las distribuidoras en términos de perdidas e índices de cobranzas, el valor agregado de distribución que hoy oscila alrededor de 0.10/Kwh, según ha afirmado Radhames Segura en varias ocasiones, cuando debería estar entre US$0.04 y US$0.05, no será rebajado y en consecuencia, será imposible producir una rebaja significativa en la tarifa eléctrica que pagan los usuarios	La superintendencia de electricidad ha hecho dos estudios sobre el Costo Variable de Distribución y ninguna ha dado más de US$0.02. Lo han empujado a US$0.05 incluyendo las "pérdidas negras"
Anexo encontrara unos archivos en Word con información sobre el Acuerdo de Madrid, lo que fue el Acuerdo de Sostenibilidad del Sector eléctrico firmado en Febrero del 2001, un análisis sobre el impacto en el Estado Dominicano y el sector eléctrico de las plantas IPP y de la cantidad de plantas que utilizan el Fuel Oil No.2 combustible para generación, tablas en Excel mostrando los contratos IPP firmados, las plantas a base de combustible Fuel Oil No.2 que fueron compradas por el Estado Dominicano y autorizada su instalación en el periodo 1996-2000, generación anual a base de los diferentes tipos de combustibles y una comparación de los costos variables o de operación y mantenimiento de los diferentes tipos de plantas de generación que tenemos en el sector eléctrico
ING. BERNARDO A CASTELLANOS DE MOYA	Federico A. Martinez