Santo Domingo.-La capitalización del sistema eléctrico nacional, ocurrida entre 1997 y 1999, fue el resultado de la incapacidad del Estado por satisfacer la creciente demanda del servicio, la falta de cobro y el costoso subsidio al sector.

Al no disponer de los recursos necesarios para invertir en n esa industria, el Gobierno comenzó a pensar en otro esquema donde el sector privado aportara el capital.

Antes de la capitalización

Antes de la capitalización existía un modelo vertical en el que la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) lo hacía todo (generaba, transmitía, distribuía y cobraba). Era juez y parte porque se regulaba a sí misma, tomaba las decisiones de inversión, regulación y precios.

Según describe uno de los técnicos que participó en la capitalización y actual presidente de la Asociación Dominicana de Industria Eléctrica (ADIE), Marcos Cochón, antes de ese proceso los ingresos de la CDE no cubrían los costos totales de su operación.

La estructura tarifaria incluía subsidios cruzados, un gran porcentaje de la población no pagaba la energía y otros pagaban menos de lo que debían (al igual que hoy).

Esas deficiencias originaron que a inicios de la década de 1990 se comenzaran a instalar los Productores Privados Independientes (IPP), que suplían las necesidades de generación.

Milton Morrison reseña en su libro “Confusiones, intereses y debates: la realidad eléctrica dominicana”, que en esa fecha la CDE firmó el primer contrato de compra y venta de energía con la empresa La Electricidad de Santiago (Laesa) y el segundo con la Estrella del Norte (TCC), de Rolando González Bunster.

Como el déficit de generación continuó, el Estado promulgó la Ley de Incentivo al Desarrollo Eléctrico Nacional (14-90) para motivar a las empresas privadas a invertir en el sector. Con ella inició un nuevo esquema mixto (público- privado) de inversiones.

Pre-capitalización

Un informe de la CDE señala que en 1997 se habían establecido las centrales privadas Smith Enron, las dos barcazas de la Seabord, Falconbridge, Metaldom, DPP, entre otras empresas, que en conjunto, servían el 50% de la demanda.

Esas generadoras sumaban una capacidad instalada de 1,087 megavatios, mientras la demanda máxima diaria del servicio era de 1,300 megas; y la insatisfecha promediaba los 166 megas.

Por su lado, el Gobierno tenía otras plantas (Itabo, Haina, Puerto Plata, etc.) con capacidad de generar 663 megavatios, pero por la falta de mantenimiento sólo estaban aportando 241 megas.

“El déficit de generación era del 20%, pero no había circuito 24 horas, o sea, que no se le garantizaba el servicio a nadie”, explicó José Luis Moreno San Juan, exdirector de Instituto de Energía de la Universidad Autónoma de Santo Domingo.

Motivación

“El problema de los IPP que abastecían el 50% de la energía a la CDE era que operaban con contratos espantosos, pero de no ser por ellos faltaría la mitad de la energía que se servía”, subrayó Edwin Croes, uno de los asesores que más adelante trabajó en la renegociación de esos contratos y el Acuerdo de Madrid.

Deudas de la CDE

Entre 1996 y 2000 la situación era insostenible, tanto que el entonces presidente Leonel Fernández comenzó a promover la Reforma de las Empresas Públicas.

En uno de sus discursos, el exmandatario dijo que la CDE recibía un subsidio de RD$100 millones al mes, pero para disminuir los apagones necesitaba RD$200 millones (RD$2,460 millones al año).

Además, debía RD$9,000 millones a organismos internacionales y a la banca privada; RD$1,500 millones a los generadores, y RD$636 millones al Banco de Reservas. En adición, la CDE requería RD$3,500 millones anuales en inversión.

Según Fernández, en ese momento la CDE tenía 44 plantas con capacidad de 1,375 megas, pero sólo aportaban 624 megas, debido a su deterioro.

Aparte de CDE, las otras empresas a reformar fueron el Consejo Estatal del Azúcar, con una deuda de RD$2,723 millones, que para financiar la zafra necesitaba RD$1,200 millones.

También estaban las 12 empresas que agrupaba la Corporación Dominicana de Empresas Estatales (Corde), con un déficit de RD$1,000 millones. De modo que, para esas empresas, el Estado requería RD$4,000 millones al año.

“Frente al concepto de un Estado intervencionista que ha fracasado, la propuesta es que privaticemos”, apuntó.

Post Capitalización

La Reforma de las Empresas Públicas (Ley 141-97), que incluyó a la CDE, el CEA y la Corde, fue conducida por la Comisión de Reforma de la Empresa Pública (CREP), presidida por Antonio Isa Conde e integrada por Gustavo Montalvo, actual ministro de la Presidencia; Gabriel del Río, Manuel Hazoury y Manuel Cocco.

Entre los técnicos estaban Francisco Méndez y Marcos Cochón, ambos exsuperintendentes de Electricidad, y Manuel López San Pablo M a r c o s.

Cochón e x p l i c ó que el modelo de capitalización aplicado a la CDE fue similar al de Bolivia, donde se atraían inversiones para capitalizar las empresas y quedarse con una proporción del 50% y la administración de la empresa.

Con esa reforma la CDE se dividió en siete compañías. Tres empresas distribuidoras de capital mixto (Edenorte y Edesur, administradas por Unión Fenosa, y EdeEste, por AES). También crearon dos empresas de generación térmica mixtas (Egehaina y Egeitabo), además de la Generadora Hidroeléctrica y la Empresa de Transmisión.

Los IPPs continuaron siendo 100% privados, pero Edwin Croes explicó que de los 23 contratos que habían, la CDE renegoció los más onerosos, y se firmaron por cinco años.

En los primeros cuatro años de la capitalización se instalaron 1,180 nuevos megas, lo que significa que con ella se radicó el 90% de la potencia base del sistema y el 80% de la energía que se consume. Pero se planteó la necesidad de otra licitación, aplicar una tarifa técnica y reducir las pérdidas. Nada de eso se hizo.