DOCUMENTO DEL

BANCO MUNDIAL

Este documento es de dominio público

Informe No. 31741-DO

BANCO INTERNACIONAL PARA LA RECONSTRUCCION Y EL FOMENTO

DOCUMENTO DE PROGRAMA

PARA LA PROPOSICION DE UN PRESTAMO

PROGRAMATICO DE REFORMA DEL SECTOR ENERGETICO

EN LA CANTIDAD DE

US$150 MILLONES

PARA LA REPUBLICA DOMINICANA

12 DE ABRIL DE 2005 Unidad de Gestión de Finanzas, Sector Privado, y Sector de Infraestructura Unidad de Gestión de Países del Caribe Región de América Latina y el Caribe Este documento es una traducción del “International Bank for Reconstruction and Development Program Document for a Proposed Programmatic Power Sector Reform Loan in the Amount of US$150 Million to the Dominican Republic”, de fecha 12 de abril de 2005, el cual es provisto como un servicio a las partes interesadas. Si alguna parte del texto del documento oficial original en inglés no es consistente con el texto de esta traducción, el documento oficial original en inglés prevalecerá."

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Consultas con los Accionistas.............................................................................................30 Estrategia de Comunicación................................................................................................30 Solucionando la Crisis a Corta Plaza: Restaurando la Solvencia Financiera......................30 Enfocando los Problemas Estructurales e Asegurando el Sostenimiento Financiera.........31

5. EL PRESTAMO PROPUESTO.......................................................................................34 Objetivos del Programa y la Descripción del Préstamo............................................................34

Objetivos del Programa de la Asistencia del Banco en el Sector Energético........................34 El Programa Propuesto.......................................................................................................... 35 El Razonamiento del Programa..............................................................................................35 Descripción del Primer Préstamo Programático.................................................................... 36

Monitoreo y Evolución................................................................................................................... 38 Gatillo para Más Asistencia de la Política de Desarrollo............................................................38 Relación a Otras Actividades del Grupo del Banco.................................................................... 39 Efectividad, Desembolsos y Auditoria...........................................................................................40 Medio Ambiente..............................................................................................................................40 Aspectos Sociales........................................................................................................................... 41 Beneficios........................................................................................................................................ 42 Riesgos y Mitigación de Riesgos................................................................................................... 43 ANEXO 1: CARTA DE LA POLÍTICA DE DESARROLLO DEL SECTOR....................... 47 ANEXO 2: MATRICE DE LAS ACCIONES DE LA POLÍTICA............................................54 ANEXO 3: RELACIONES REPÚBLICA DOMINICANA – IMF............................................58 ANEXO 4: BIBLIOGRAFÍA.........................................................................................................61 ANEXO 5: DATOS DEL SECTOR ENERGICO....................................................................... 63 ANEXO 6. ASUNTOS AMBIENTALES Y SOCIALES............................................................ 67 ANEXO 7: FLUJO DE FONDOS Y ARREGLOS DE AUDITORIA...................................... 83 ANEXO 8: EL MARCO LEGAL................................................................................................. 85 ANEXO 9: PLAN PARA MEJORAR LA RECUPERACIÓN DE EFECTIVO..................... 91 ANEXO 10: SOSTENIBILIDAD FINANCIERO DEL SECTOR ENERGÉTICO................ 96 ANEXO 11: PORTAFOLIO DE OPERACIONES (IBRD/IDA Y DONACIONES)............ 107 ANEXO 12: DECLARACIÓN DEL IFC RESTRINGIDO Y PORTAFOLIO DESEMBOLSADO................................................................................................. 108 ANEXO 13: EL PAIS A SIMPLE VISTA................................................................................. 109 MAP IBRD 33398 Esta operación fue preparada por un equipo del Banco Mundial compuesto de los Señores; Jayme Porto Carriero, Smriti Goyal, Demetrios Papathanasiou (LCSFE); Elizabeth Rupert Bulmer y Eduardo Gutierrez (LCSPE); Charles Feinstein (Líder del Sector, LCSFP); Elena Correa (LCSEO); Walter Vergara (LCSEN); Patricia de la Fuente Hoyes (LOCA); Steve Ettinger y Alejandro Deeb (consultor); y Carlos Trujillo (IDB) El equipo fue dirigido por el Sr. Lucio Monari (LCSFE) Y TRABAJO BAJO LA GUÍA GENERAL DE LA Sra. Caroline Anstey (Director, LCC3C), Sr. John Henry Stein (Director Interino, LCSFP) Sra. Susan G. Goldmark (Gerente de Sección, LCSFE) y Sra. Christina Malmberg Calvo (Gerente de País, LCDO.).

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REPUBLICA DOMINICANA PRESTAMO DE REFORMA PROGRAMATICO DEL SECTOR ENERGÉTICO

SUMARIO DEL PRESTAMO Y PROGRAMA

Prestatario La República Dominicana Monto US $150 millones Términos Divisa única – denominado de US dólar – préstamo fijo

extendido – 17 años, del vencimiento de repago total incluyendo 5 años de periodo de gracia y los niveles de re-pagos del principal.

Honorarios de Compromiso 0.85 por ciento p.a. sobre los balances del Préstamo no

desembolsados por los primeros cuatro años, honorarios normales de 0.75% p.a. sobre los balances del Préstamo no desembolsados en lo adelante, comenzando 60 días después de la firma, a menos de cualquier renuncia.

Honorario al Inicio 0.5 por ciento del monto del Préstamo, capitalizado. Objetivos y la Descripción El programa consiste de (a) prestamos basado de dos políticas

y (b) un préstamo de inversión para transmisión y la expansión de servicios.

El Programa apoyaría la estrategia del Gobierno para la recuperación del sector energético, y en particular a:

(a) mejorar la calidad del servicio, especialmente mediante la reducción de los amplios apagones de los años recientes;

(b) establecer condiciones que permitiría la estabilidad

financiero de todas las compañías operando eficientemente en el sector; y

(c) incrementar el porcentaje de la población con acceso a

electricidad.

El Préstamo Propuesto Este primer préstamo de política basada apoyaría la fase inicial de la recuperación financiero del sector para estabilizar el abastecimiento energético, mediante mejorando la recuperación del efectivo, controlando los costos y tratando con los montos atrasados.

Beneficios El programa proveería los siguientes beneficios principales:

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• Primero y más importante, contribuiría a la estabilidad social e económico mediante evitando apagones de gran escala de energía causado por un déficit grande financiero del sector.

• Apoyaría una mejoría de recuperación del efectivo en el

sector, indispensable para la sostenibilidad financiera. Conjuntamente con puntualizar más efectiva de los subsidios de la electricidad, esto tendría la intención de reducir el déficit fiscal.

• En el mediano plazo, bajar los costos y recuperación más

alto del efectivo tendría la tendencia a reducir los precios y permitir la expansión de los servicios de electricidad asequible a los pobres urbanos y los rurales.

• Apoyaría el crecimiento económico y la competitividad,

mediante rectificando los problemas del servicio en el sector energético, especialmente los apagones. En una encuesta, las tres cuartas partes de las compañías citaron la electricidad como unos factores de deprimir las inversiones en el país. Los negocios pequeños y las tiendas especialmente beneficiará del servicio mejorado.

• La reducción de los apagones particularmente ayudaría a

los pobres, quienes ahora pagan un alto precio para energía alterno.

• Minimizaría los impactos adversos ambientales y sociales.

• La ejecución de las obligaciones existentes contractuales y

los derechos de propiedad de los inversionistas internacionales en el sector energético paría una señal renovada y claramente positivo acerca el clima para la inversión extranjera.

Riesgos Varios elementos significativos de resiego han sido identificados:

• El deteriorito en el marco Macro-económico: El

Gobierno ha entrado en un Acuerdo de Stand-by con el IMF y está implementando varias medidas monetarias y de estabilización fiscal como también acciones para mejorar la supervisión y la regulación del sistema financiero.

• Erosión del Gobierno y el apoyo público para el

programa de reforma: Los antecedentes históricos del Gobierno, particularmente de la Administración previa, en

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constantemente implementando reformas del sector energético son pobres. La vaticino de las acciones del Gobierno, como en el caso de la compra de la participación de la Unión Fenosa en las compañías de distribución, no pueden ser completamente descartado en el futuro, especialmente en vista de la dis-satisfacción publico con el cumplimiento del sector. Varias medidas deben de mitigar estos resiegos. El Comité de Recuperación del Sector Energético debe de proveer la dirección consistente, de políticas de alto nivel. La asociación con las agencias principales donantes en el país, incluyendo la IMF, BID, y la UNAID, deben de asegurar un dialogo coordinado con el Gobierno sobre los asuntos del sector energético. Una operación de tres fases está diseñada para asegurar que los desembolsos están basado en la implementación del programa de reforma. Finalmente, las mejorías del servicio que deben de resultar de la recuperación financiera del sector energético critico para hacer crecer el apoyo popular para las reformas.

• Debilidad continua de las instituciones reguladoras y de

hacer las políticas, la SIE y la ANE, y la falta del país de experiencia con los mercados de la infraestructura competitivo y las instituciones reguladoras independientes. Este resiego sería mitigado por el apoyo mejorado institucional a ser proveído bajo el Préstamo de Asistencia Técnico del Sector Energético.

• La resistencia pública continua a pagar las facturas:

Mejorando la CRI puede ser confrontado por la cultura de no pagar de las facturas. Esto podría ser mitigado mediante el mejoramiento del servicio y acceso a conexiones eléctricas legales. También, el Gobierno y las EDEs (las compañías de distribución) han iniciado una campaña de comunicaciones que hacen hinca pie a la unión entre el pago de las facturas y un servicio mejor. Finalmente, el enfoque inicial sobre el fraude por los usarlos grandes debe de ambos permitir un progreso inicial rápido sobre la recuperación del efectivo y ayudar a convencer a los usuarios más pequeños que ellos no están siendo las metas injustificadamente.

• La existencia continua de altos niveles de la corrupción:

Como está indicado en el recién Informe de Transparencia Internacional, la corrupción se mantiene amplia en la República Dominicana. El Presidente Fernández ha iniciado una iniciativa anti-corrupción y está trabajando

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con ambos la USAID y el Banco Mundial para diseñar e implementar el programa. El conjunto programa contra el fraude del Gobierno/EDE (PAEF) también apoya un programa de acciones para reducir el fraude eléctrico, pero ambos el fraude y la corrupción requiere vigilancia continua.

• El fallo a mejorar el cumplimiento de las EDEs

nacionalizadas: Los esfuerzos de la reducción de los costos y la recuperación de efectivo puedan ser sostenidas por las EDEs nacionalizadas, debido a la falta de iniciativas o interferencia política. La re-unión del sector privado por el termino médano podría mitigar el resiego. Un plan de contingencia para una entrada más temprano de la administración del sector privado sería implementado en caso del cumplimiento particularmente pobre.

• Debilidades continuas en la red de transmisión pueden

socavar los esfuerzos para mejorar la calidad de servicio. El Banco por lo cual considerará un préstamo de inversión para la red de transmisión, una vez que el préstamo programático ha indicado progreso considerable y el Gobierno ha creado una compañía de transmisión independiente.

Itinerario de los Desembolsos El préstamo propuesto basado de la política será desembolsado

mediante el Banco Central de la República Dominicana en tres partidas. La primera partida (US $50 millones menos el honorario de entrada) será desembolsada al efecto. La segunda y la tercera serán partida flotantes (US $50 millones cada una) serán desembolsados cuando las condiciones correspondientes son llenadas.

Categoría de Pobreza No aplicable Taza de Retorno No aplicable Número de Identificación del Proyecto PO82712

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EL BANCO INTERNACIONAL PARA LA RECONSTRUCCIÓN Y DESARROLLO DOCUMENTOS DE PROGRAMA

PARA UN PRESTAMO PROPUESTO PROGRAMATICO DEL SECTOR ENERGÉTICO

PARA LA REPÚBLICA DOMINICANA

1. INTRODUCCIÓN 1. Las reformas del sector energético de la República Dominicana fueron iniciadas en el año de 1997 y culminaron a mediados del año del 2002 con la expedición de las regulaciones de apoyo para la Ley Eléctrica. Los marcos nuevos legales y regulatorios fueron creados, conjuntamente con nuevas instituciones para formular la política energética y regular el sector. Un gran programa de privatización, involucrando los bienes de la generación y la distribución, también fueron llevados a cabo. Estos cambios ha hasta ahora tenido solamente un impacto limitado sobre los problemas largamente vigentes de robo de la electricidad y el no pago de las facturas. Además, las nuevas instituciones son todavía débiles. En adición, los factores políticos e económicos llevaron al Gobierno a desviarse desde sus propias reglas acerca a las tarifas eléctricas. Estos factores, conjuntamente con los desarrollos macro-económicos adversos y el incremento de los precios del petróleo mundialmente, llevaron a un caos financiero en el sector.

2. La privatización trajo recursos y los conocimientos financieros. Las compañías de generación privatizadas rehabilitaron sus plantas de energía y las convirtieron a más eficientes combustibles. Esto, combinado con los incentivos de un mercado abierto para la electricidad, llevo a un incremento significativo en la capacidad instalada. Las compañías de generación también lograron en transferir conocimientos, que involucraron el entrenamiento técnicos de un pequeño grupo relativo de empleados. 3. En contraste, las compañías de distribución privatizadas enfrentan el problema de mayor desafió en desarrollar los conocimientos comerciales para el gran número de empleados quienes interactúan con los clientes. Los nuevos inversionistas tuvieron de tratar con amplios robos de electricidad y el no pago de las facturas en una escala sin precedentes, y por lo cual tuvieron que aprender y adoptar en el puesto de trabajo. Los inversionistas en la distribución por todo de América Latina están encontrando sus inversiones de ser de menos ganancias que ellos anticiparon; la República Dominicana ha sido extremo en este punto. 4. Aunque la reforma del sector energético es llevada a cabo por los Gobiernos, las implicaciones completa de la independencia reguladora son a veces sorpresas no agradables, particularmente cuando el Gobierno ha operado bajo una estructura de mando vertical no opuesto. Los peores enemigos de las nuevas instituciones pueden ser las autoridades que las crearon. Para tener éxito, las nuevas instituciones tienen que ganar el respeto del sector mediante la demostración de competencia. 5. Otro reto mayor es integrando los beneficios sociales hacia las reformas. De una mano, la privatización generalmente lleva a la rehabilitación y la expansión del servicio eléctrico en las arreas más pobres. De la otra mano, las conexiones ilegales (y por lo cual electricidad gratis) han florecido a veces allí, bajo el manejo tolerante del sector público. Balancear las necesidades para

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respectar los derechos de propiedad, proveer servicios seguro e eficiente, y evitar el descontento social entre los pobres, llama para las soluciones imaginativas públicas / privadas. 6. La reforma del sector energético también requieren enfocar sobre la sostenibilidad ambiental. Bajo la tutoría del sector público, los resiego de embarres de combustibles, emisiones dañinas de las chimeneas, y Bifenilos Policlorados en venenosos (PCBs) en l transformador, debido a la escasees de recursos del sector público para tratar con ellos fueron a veces tolerados. Sin embargo, integrando los costos ambientales hacia las señales del precio (mercado de un sector energético reformado es todavía un reto. 7. La experiencia ha demostrado que la reforma del sector energético tomará varios años. La República Dominicana no es una excepción, considerando los retos que están por delante. No hay ningún modelo universalmente aceptada para echar hacia delante. Cada país requiere a experimentar para encontrar los arreglos más apropiados para sus circunstancias particulares. Haciendo el sector eficiente y financieramente sostenible requiere soluciones innovadoras y apoyo fuerte político.

2. UNIONES A LA ESTRATEGIA DE ASISTENCIA DEL PAÍS (CAS) Y LA ESTRATEGIA DE REDUCCIÓN DE LA POBREZA

La CAS y el Sector Eléctrico 8. La operación propuesta fue una parte importante de la CAS discutido por el Consejo en la fecha del 6 de Julio, 1999. Por varias razones (ver la Sección 4 abajo), incluyendo la crisis macro-económico, la operación no fue sometida al Consejo para aprobación. El Informe de Progreso de la CAS del 2004 aprobado en la fecha del 12 de Febrero, 2004, ve un programa amplio de apoyo para el sector energético, incluyendo un Préstamo de Asistencia Técnica del Sector Energético de US $7.3 bajo el escenario del caso base y un préstamo de base político de US $150 millones en el escenario de caso alto bajo los siguientes gatillos: (a) un pacto satisfactorio sobre el futuro legal, regulador y el marco de política para un sector eléctrico sostenible en el mediado termino, y (b) un acuerdo que une y es viable entre el Gobierno y los operadores privados para arreglar las deudas atrasadas en el sector eléctrico. Desde que tomo el gobierno en el mes de agosto, 2004, la nueva administración inició un dialogo con los accionistas sobre las reformas sectoriales, y acordaron sobre un plan de acciones, incluyendo un arreglo de las deudas con los operadores privados. El mantenimiento de un marco macro-económico satisfactoria sería una condición para todas las salidas de las partidas como también el gatillo para operaciones subsecuentes. 9. Los garillos para el escenario de los casos altos bajo el Informe de Progreso de la CAS del 2004, en particular el arreglo de las deudas con los operadores privados refleja las condiciones prevalecientes en el año del 2003 para lograr la sostenibilidad financiero. Desde entonces, las condiciones en el sector han cambiado y otra mira enfocando sobre el mejoramiento de la recuperación del efectivo del sector es requerida. En el 2003, había un desacuerdo mayor entre el Gobierno y los operadores privados sobre una reconciliación total de las deudas. El déficit del flujo de efectivo mensual fue afectado por el alto repago de la deuda. Entonces, la estrategia del Gobierno incluía la formulación y la implementación de un acuerdo comprensivo sobre arreglar las deudas para lograr la sostenibilidad financiero.

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10. Después de casi dos años, las deudas han escalado a sobre US $500 millones, debido al nivel no sostenible del déficit del flujo del efectivo por las perdidas altas de distribución y la bajo recolección de las facturas (ver Párrafo 77 – 62). De acuerdo, el Gobierno y los operadores privados han dado una prioridad a reducir las perdidas actuales del sector. Al mismo tiempo, ellos han reconciliado las deudas y han acordado sobre un moratorio de un año sobre el repago principal para facilitar la recuperación financiera de las compañías de distribución, que pagarán los pagos de los intereses sobre las deudas durante el periodo. El Gobierno y las compañías privadas también han acordado a revisar en algunos meses la validez del acuerdo sobre la base del progreso realizado hacia logrando la sostenibilidad financiero. Tal acuerdo general fue firmado entre el Gobierno, la CDE, las compañías de distribución y las ocho compañías de generación de energía. Otro acuerdo entre el Gobierno, la CDE y las tres compañías de generación vendiendo energía a la CDE también ha sido finalizado. Tres de las restantes cuatro compañías de generación operando en el país son esperados a firmar uno de los dos acuerdos, dependiendo sobre sus relaciones contractuales, mientras una compañía no participará debido a que no tiene créditos vencidos en el sector. 11. Estos arreglos son apoyados por diez adicionales acuerdos bilaterales o multilaterales entre varias partes para reconciliar y acordar de cruce las deudas, y resolver las disputas legales. Sobre todo, la finalización de estos acuerdos crea las condiciones favorables a lograr la sosentibildad financiera. 12. En concordancia con la nueva CAS bajo preparación, la resolución de la crisis del sector energético es reconocida como un elemento central para promover el crecimiento económico y la estabilidad social. El nuevo CAS propuesto incluye apoyo a largo termino al sector energético, incluyendo un préstamo de secunda política y un préstamo de transmisión / distribución. Uniones Económicos 13. Entre los años de 1992 y 2001, la demanda total para electricidad incremento a una taza del promedio anual de 7.5 por ciento comparado a la taza de crecimiento del GDP de 5.9 por ciento. Esta demanda incrementada, conjuntamente con la apertura del sector a la inversión privada, atrajo considerable inversión extranjera; el sector energético solamente sumo un 28.4 por ciento de todo la inversión directa del extranjero (FDI) desde el año de 1996-2000, y un 37 por ciento en el año del 2001. El FDI fue esperado a continuar mientras las compañías energéticas se expandían y convirtiendo sus fuentes de combustible desde fuel oil y el aceite diesel hacia el carbón y el gas natural. Sin embargo, con la re-nacionalización de dos de las tres compañías de distribución en el año del 2003, y la incapacidad de las compañías de distribución a pagar a las compañías de generación para las comparas de energía, el FDI en el sector ha sido todo pero secado. 14. La contribución económica de estas inversiones del extranjero ha sido limitada por los problemas continuos y crecientes en el sector. El crecimiento económico ha sido impedido por los apagones recurrentes, las fluctuaciones de voltaje grandes que dañan las maquinas, y los altos precios. Estos problemas dañan la economía en tres maneras. Primero, ellos detienen ambos la inversión domestica y la internacional, especialmente en sectores que utilizan la electricidad intensivamente. Encuestas constantemente indican que los problemas del sector de electricidad son unos impedimentos a la inversión. Como ejemplo, las tres cuartas partes de los que respondieron a la encuesta del los Servicios de Asesoramiento de la Inversión Extranjera del 2001 (FIAS) sobre

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el ambiente de inversión consideraba la electricidad de ser un mayor factor alejando la inversión en la República Dominicana. Segundo, ello obliga a las casas de familia y a las empresas a incurrir en costos adicionales en preparar y utilizar fuentes alternas de electricidad. Cerca de la mitad de todos los negocios están estimados de tener generadores de emergencia, que son menos eficientes y hacen más dañosa medio ambiente, mientras algunas empresas más grandes aun construyen sus propias plantas de energía. Y tercero; ellos grandemente incrementen el déficit fiscal en tu totalidad. El subsidio a los consumidores de electricidad llega al 1.2 por ciento del GDP en el año del 2002 – la mitad del monto presupuestado del país para la educación básica. Pobreza, Uniones Sociales y del Medio Ambiente 15. Los problemas del sector de electricidad también hacen daños a los pobres y el medio ambiente. La Evaluación de la Pobreza del 2001 indica que la pobreza está fuertemente correlacionado con la falta de acceso a la electricidad. De los estimados 235,000 hogares no electrificados (el 12 por ciento de la población), la mayoría de ellos son de los pobres rurales. La falta de acceso de electricidad previene a las familias de utilizar sus hogares productivamente para la generación de ingresos, y los fuerza a depender en el gas más caro (propano y kerosén) para la iluminación. Y aún cuando ellos tienen acceso a la electricidad, los vecindarios pobres son particularmente afectados por los apagones. Los servicios sociales esenciales (tales como las escuelas nocturnas) y los servicios médicos para los pobres son interrumpidos. La falta de iluminación en las noches incrementa el resiego de crímenes y la violencia, especialmente para las mujeres y en los barios urbanos congestionados. También, la mayoría de los pequeños negocios y tiendas no pueden pagar a los generadores de emergencia, así cualquier apagón los afectan severamente. Mientras que las conexiones ilegales y el no-ejecución de los pagos de las facturas han tradicionalmente permitido a muchos de los clientes pobres de tener la electricidad gratis, los largos apagones han limitado este acceso. La estrategia del Gobierno de tratar a hacer efectivo los pagos mientras dando un subsidio a la electricidad en los vecindarios de los pobres urbanos mediante el Programa de Reducción de los Apagones (Programa Nacional de Reducción de Apagones – PRA), una vez que ese programa es reformado (ver Párrafo 72-75), debe de ayudar asegurar que la electricidad se haga más disponible, confiable y sostenible. Y, sobre el tiempo, mientras la segunda generación de reformas toma sus raíces y la eficiencia del sector se mejora, las tarifas de electricidad deben de bajar, previendo que el robo de la energía y el no pago de las facturas puede ser reducido a niveles razonables. 16. La ineficiencia del sector también hace daño al medio ambiente debido al uso de las tecnologías de generación térmicas de alta polución y mediante causando a empresas y aun los hogares más ricos a utilizar los generadores diesel ineficientes de emergencia. Enfrentando los problemas del sector de electricidad será integral a la estrategia efectiva de reducción de la pobreza y logrando las Metas del Desarrollo del Milenio relacionados a la pobreza, la mortalidad infantil, la salud maternal y la sostenibilidad del medio ambiente.

3. CONTEXTO MACRO-ECONOMICO Y LAS ACTUACIONES RECIENTES Cumplimiento en el Pasado 17. Aunque los años de los 1990, la República Dominicana fue colocado entre las economías de mayor crecimiento en América Latina y la región del Caribe, y el ingreso real per-capita incrementado por un promedio del 4.1 por ciento por año. El turismo, la construcción, las

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telecomunicaciones, y la manufactura jugaron papeles importantes en la generación de este crecimiento. La población por debajo de la línea de la pobreza bajo desde el 38 por ciento en el año de 1986 a 34 por ciento en el año de 1992 y al 29 por ciento en el año de 19981. Más aun, el país logra un crecimiento rápido económico dentro ambiente macro-económico haciéndose estable, caracterizado por la baja inflación, déficit fiscales manejables, y la reducción de la deuda del sector público. 18. Acontecimientos económicos en los años 2001-2002. En el año del 2001, la reducción económica global, y el declive en las exportaciones de las zonas francas y el turismo – exasperadas por los eventos del 11 de Septiembre – llevaron a una reducción significativa del crecimiento económico del 2.9 por ciento. A pesar de la actuación fuerte en los primeros seis meses del 2002 favorecidos por los altos niveles de la deuda externa, el crecimiento del GDP anual recupera a solamente el 4.3 por ciento para ese año, mientras que el decaimiento económico global continuaba y los precios internacionales del petróleo se mantenían altos. 19. La confianza débil en las políticas adecuadas de la macro-economía, conjuntamente con un incremento en un déficit de la cuenta corriente, lleva al peso a depreciarse por el 20 por ciento (en términos nominales) en contra del dólar en el 2002. Esto ocurrió a pesar de fuerte inversión por el Banco Central en el mercado de las divisas (que causo las reservas netas internacionales a decaer desde US $962 millones en Diciembre del 2001, a US $376 millones en Diciembre del 2002). Estas presiones estaban aún fuertes al principio del 2003, y el peso se deprecia por un más del 16 por ciento desde Enero a medianos del Febrero. A pesar de esto, el país mantuvo un buen acceso a los mercados de capital internacionales; entro al mercado de bonos internacionales en Septiembre del 2001 y otra vez en Enero del 2003 con la emisión de bonos soberanos de US $500 y US $600 millones, respectivamente. 20. La crisis del 2003. La presión sostenida sobre la taza de la divisa también llevó a una aceleración de la taza de la dolarización de los bienes y riesgos de los bancos, y a un incremento de salidas de capital, que pusieron la presión sobre las hojas de balance de los bancos. Estas presiones se comprobaron no sostenibles en el caso de Baninter, uno de los bancos comerciales más grandes, debido a que descubrió dificultadas financieras estructurales más profundas (tal como la prevención inadecuada para prestamos paralelas o fuera de los libros), exasperado por fraude y una estructura de depósitos no creíble (dominado por vencimientos a corto plazo a tazas mucho más arriba del mercado). Estas debilidades de las hojas de balance pasaron sin ser vistos debido a la supervisión inadecuada por parte de la autoridad monetaria. Enfrentado con retiros de sobre el 80 por ciento de sus depósitos de moneda domestica, Baninter colapso en Abril del 2003. De acuerdo al Gobierno, había un alto riesgo de ampliarse la crisis de confianza al resto del sector financiero, y el Banco Central intervino mediante la garantía de todos los depósitos de Baninter. En las semanas que siguieron esta intervención, dos bancos de tamaño mediano experimentaron grandes retiros de depósitos y recibieron apoyo de liquidez desde el Banco Central. 21. Los impactos macro-económicos de la crisis de la banca han sido considerables y costos. La operación de rescate de Baniner y los dos bancos de tamaño mediano fue colosalmente costosa; Había aumentado al 21 por ciento del GDP, elevando el déficit quasi-fiscal bruscamente hacia arriba, y contribuyendo al doblar de la deuda pública total y a triplicando de la deuda domestica entre el 2002 y 2l 2003. Una gran parte del apoyo de la liquidez dado a Baninter fue convertido hacia dólares, dando combustible a la depreciación del peso y la inflación. El peso se decreció por

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66 por ciento en contra del dólar in los primeros siete meses del 2003, y por más del 100 por ciento entre Enero del 2003 y Enero del 2004. La inflación anual, que se había mantenido en la gama del 5 – 10 por ciento, promedio el 27 por ciento en el 2003 y un 51 por ciento en el 2004. Enfocando la Crisis 22. Para enfrentar la crisis macro-económico, las autoridades diseñaron un programa que fue apoyado por un Acuerdo de Stand-by de 24 meses para US $620 millones, aprobado por el Consejo del IMF en Agosto del 2003. Sin embargo, al final del 2003 y la primera mitad del 2004, el programa de la macro estabilización sufrió fallos mayores en la implementación de la política fiscal y monetaria incluyendo la compra de las compañías de distribución de electricidad de Unión Fenosa, causándolo a salir de los rieles. Esto llevo a preguntas en crece acerca de la habilidad política del Gobierno para implementar las acciones correctivas, sofocar la confianza del mercado e iniciar más depreciación e inflación. Atrasos externos surgieron, y las reservas netas internacionales – ya bajas – declinaron aún más. 23. En las consecuencias de las elecciones de Mayo del 2004, la confianza del mercado regreso como un resultado del fuerte compromiso percibido y las acciones iniciales de la administración del Presidente Fernández para estabilizar la economía y restaurar el crecimiento. Las autoridades han iniciado implementar un programa de estabilización económico apoyado por un Acuerdo de Stand-by del IMF aprobado por el Consejo del IMF el 31 de Enero del 2005. El programa contiene medidas de reforma dirigido a reconstruir la confianza en el sistema de la banca del país, estabilizando el marco de la macro-economía mediante la reducción de la inflación y conteniendo la deuda del sector público, y restaurar el crecimiento económico. Las autoridades están comprometidas a hacer más fuerte el sector bancario como una totalidad; incluyendo la implementación de previsiones de una ley monetaria y financiera promulgada en Noviembre del 2002. Ellos también están comprometidos a priorizar mejor los gastos públicos, mejorar la colecta de recursos, reducir las exenciones de impuestos y mejorar la implementación presupuestaria y monitorizar el proceso. Perspectivas Económicas 24. Para tratar con los escombros de la crisis bancaria, las autoridades recurrieron a prestamos adicionales externos desde las instituciones internacional financieros; desde que la deuda externa salto desde el 21 por ciento del GDP en el 2002 a cerca del 37 por ciento en el 2003, regresando por debajo del 34 por ciento en el 20042. La década total pública no es probable a retornar a su nivel de la pre-crisis antes del final de la década, y los pagos de los intereses sobre la deuda externa, que promediaron cerca de uno por ciento del GDP en el pasado, están proyectado a promediar el 2 por ciento en los años venideros. 25. La crisis bancaria y los costos asociados macro-económicos son probables a retrasar el retorno del crecimiento económico robusto. Más aun, el ambiente cambiante global de comercio y el declive de la competitividad de la República Dominicana surgieren que aun sin la crisis en pie, _____________________________. 2 La depreciación brusca del peso también ha contribuido a incrementar a la relación de la deuda externa al GDP.

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retornando a las tazas de crecimiento de final de los 1990s será un reto. El GDP real declino por 0.4 por ciento en el 2003, y recupero a un positivo de un 2 por ciento de crecimiento en el 2004. Bajo el programa de estabilización, el crecimiento económico está proyectado a mantenerse modestamente en el 2005 (cerca del 2.5 por ciento), y puede recuperar acerca del 4.5 por ciento desde el 2006 en lo adelante, previendo que las autoridades tomen las medidas de estabilización económicas incluidos en el programa apoyado por el IMF e implementen reformas estructurales en los sectores claves de electricidad, financieros y de seguridad social. En adición a crear las condiciones para una reanudación del crecimiento económico, la implementación exitosamente del programa apoyado del IMF ayudará a movilizar financiamiento externo significante desde el IMF, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y el Banco Mundial, inter alia. 26. Sí la implementación de las medidas de estabilización no es sostenida más allá de los primeros pocos meses del Acuerdo de apoyo Stand-by del IMF, sí las debilidades institucionales y los asuntos de las transparencias no son enfrentados3, o sí las reformas estructurales in los sectores vitales no son adecuadamente ejecutado en los próximos 12-18 meses, la confianza de los inversionistas es probable a debilitarse. En este caso, el crecimiento económico no es probable a reponerse en el 2005, y puede promediar menos del 2.5 por ciento por los años del 2006-2008. En este escenario, los retos sociales largamente vigentes que fueron frustrados por la crisis de la banca del 2003 y la crisis subsecuente de electricidad y el macro continuarían sin cesar.

El Impacto Social

27. Es demasiado temprano para asesar el impacto social total de la crisis, pero las estadísticas disponibles surgieren un incremento en la vulnerabilidad de los hogares y los trabajadores, y el deterioro de las condiciones de vivir de los pobres. El mayor impacto ha venido de la inflación. Los sueldos reales declinaron por 14 por ciento desde Abril del 2002 a Abril del 2004, y un 21 por ciento adicional entre Abril del 2003 y Abril del 2004. 28. Con un crecimiento per capita negativo resultando de la crisis, algunos de los logros en la reducción de la pobreza sobre los últimos diez a quince años son probables a ser perdidos. Las reducciones en los ingresos fiscales y el gasto público, combinado con el incremento en los precios de los bienes, pueden afectar la provisión de los servicios sociales básicos y los programas sociales. Se ha hecho entonces critico de apoyar el programa actual de la pobreza del Gobierno y que rápidamente ponen en función mallas de metas de seguridad para los grupos vunerables4. ______________________________________. 3 El Presidente Fernández recientemente estableció una comisión de alto nivel de anti-corrupción responsable para desarrollar un plan de acción de anti-corrupción, y ha solicitado asistencia de la USAID y el Banco Mundial. Asegurando una mejora fundamental en la gobernabilidad y la transparencia dependerá sobre la implementación efectivamente y el la voluntad política, sin embargo, y requerir un monitoreo de cerca. 4.Una Evaluación de la Pobreza que viene a ser completada en Junio, 2005 revisará los datos sobre la pobreza y definir un mapa de la pobreza.

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4. SECTOR ENERGÉTICO, EVOLUCIÓN PERSPECTIVAS, EVENTOS Y LA ESTRATEGIA DEL GOBIERNO

Evolución del Sector Antecedentes Durante los años de los 1980 y en principio de los años 1990, la República Dominicana tenía servicios de electricidad por debajo de las normas, marcadas por apagones frecuentes. La responsabilidad para esto estaba basada en la compañía de energía integrada del Gobierno (La Corporación Dominicana de Electricidad, CDE), cuyo cumplimiento fue caracterizado por grandes perdidas de energía, la pobre recaudación y la operación de mantenimiento deficiente. El pobre servicio lleva a un ciclo vicioso, en el cual una cultura del no pago para la energía floreció, dejando la CDE con fondos insuficientes para cumplir las inversiones necesarias (especialmente en la generación) para mejorar la disponibilidad de mejorar la energía.

La introducción de los IPP a medianos de los años de 1990. 29 A mediados de los años de 1990, el Gobierno enfrentó las faltas de generación mediante la estimulación de los productores de energía independientes (IPPs), que entraron en Acuerdos de Compra de Energía (PPAs) para suplir a la CDE. La nueva capacidad redujo significadamente las faltas de energía. Sin embargo, como en otros lugares, esta acción llevó a precios de electricidad altos. Arreglos fueron logrados mediante las negociaciones (solamente uno fue llevado a la compatibilidad), que surgen los puntos de vista de la transparencia. Además, los PPAs pronto se hicieron inconsistentes con la estructura del sector revisado, y tuvo que ser re-negociado. La Re-estructuración del Sector de los años 1997-99 31. Comenzando con la Ley de Reforma de las Empresas del Sector Público en Junio del año de 1997, el Gobierno comenzó una re-estructuración mayor del sector. Las plantas térmicas de la CDE fueron agrupadas hacia dos compañías de generación, Itabo y Haina, y sus facilidades de distribución fueron divididos en tres compañías de distribución, Empresa Distribuidora de Electricidad (EDE) del Norte (EdeNorte, EDE del Sur (EdeSur) y la EDE del Este (EdeEste). En el año de 1999, el Gobierno exitosamente subasta el 50 por ciento de las acciones en estas cinco compañías conjuntamente con el control gerencial, hacia el sector privado, para un precio combinado de US $644 millones (dividido casi iguales entre la generación y la distribución). La Ley de Electricidad del año 2001 32. La ley de electricidad de Julio 2001 (y las regulaciones de apoyo un año más tarde) mejoraron el marco legal e establecido las agencias reguladoras y de política. Esta Ley fue basado sobre el principio que la empresa privada debe de ser responsable para la mayoría de la generación y la distribución, y el Gobierno para la política y la regulación. La transmisión y la generación hidro eléctrico fueron dejadas bajo la propiedad publica, la primera debido la naturaleza de su monopolio natural y la necesidad para mantener una posición imparcial dentro del mercado, y la última debido a las inquietudes del medio ambiente y la disponibilidad de agua.

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33. Bajo la Ley, la presencia operacional del Gobierno en el sector iba a ser por vía: (a) la CDE, que mantiene los contratos con las IPPs; (b) una empresa de transmisión, la Compañía de Transmisión del Estado Dominicano (ETED); y (c) una compañía de hidro-generación, la Compañía de Generación Hidro-eléctrica Dominicana (EGEHID). Una nueva compañía tenedora, la CDE fue establecido para ser dueña de la ETED y la EGEHID. El Gobierno tenía planes de salirse paulatinamente de la CDE y transferir sus obligaciones acerca a los contratos con las IPP hacia la CDE. Finalmente, la participación del 50 por ciento del Gobierno en las cinco firmas privatizadas iba a ser asignadas a otra nueva enditad, el Fondo Patrimonial de las Empresas (FONPER), a ser administrada como una inversión en lugar de un instrumento de política potencial del sector. 34. La Comisión Nacional de Energía (CNE), compuesta del Secretario de Industria y Comercio, el Secretario de Finanzas, el Secretario Técnico de la Presidencia, el Director del Banco Central, el Secretario de Agricultura, el Secretario de Medio Ambiente y el Director del Instituto de Telecomunicaciones fue puesto a cargo de la política energética. La Oficina del Superintendente de Electricidad (SIE), encabezada por un consejo de tres miembros (uno de los cuales es el Superintendente) designado por el Presidente y ratificado por el Congreso, se hicieron el regulador del sector. Una Oficina de Protección al Consumidor, (PROTECOM) fue establecido bajo la SIE. El Organismo Coordinador (OC), cuyos directores son el Superintendente y cuatro otros de la EGEHID, ETED, los generadores privados y las EDEs, fueron puestos en cargados del despacho. 35. Una revisión de la Ley Electricidad del 2001 (Anexo 8) concluyo que aunque algunas áreas podrían ser mejoradas, será más prudente en este punto de tiempo a enfrentar los asuntos mediante regulaciones. Después de más experiencia es obtenido bajo la Ley existente, habría a mucho mejor caso para una revisión de los cambios deseables. La Crisis del 2002 36. Poco después de la re-estructuración del sector, el incremento internacional en los precios de los combustibles del 2000-01 afectó el país. Las tarifas al consumidor requieren un incremento sustancial, mientras que el costo del combustible representa casi el 50 por ciento del costo total de la electricidad. En su lugar, el Gobierno los congeló, y tomó a sí mismo la responsabilidad de compensar las tarifas para todos los consumidores para el incremento de los precios de los combustibles, los componentes de la inflación general y las tazas de cambio, mediante de un “subsidio generalizado.” El incremento sin fin en los precios de los combustibles obligó al Gobierno a inyectar hasta US $20 millones por mes hacia el sector; que rápidamente se hizo insostenible. 37. Los PPAs impusieron una fuga financiero en el sector. En el 2001 ellos fueron renegociados (el “Acuerdo de Madrid”). En esta manera, el Gobierno significadamente redujo su participación como el único comprador. Sin embargo, las renegociaciones incluyeron la extensión de la validez de los PPAs por varios años, que limitada el marco de la combatividad en el mercado de generación. Algunos de los IPPs iban a ser compensados para los vigentes “costos dejados” resultando de los precios negociados por debajo de los originales de los PPAs. Pero el Gobierno le

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hacia falta los fondos para esto, y su deuda acumulativa con las IPPs llegó a US $179 millones al mes de Septiembre, 2002. Aunque las EDEs privatizadas pudieron reducir las perdidas y mejorar los ingresos, el incremento en los precios de los combustibles hizo una erosión a sus ingresos (a pesar de los subsidios del Gobierno), que los llevo a cortar energía en los vecindarios pobres cuyas perdidas eran más agudas, y suspendió los pagos a los suplidores de la energía. El no pago por ambos el Gobierno y las EDEs llevaron a las IPPs a suspender la producción. 38. El resultado fue la peor crisis jamás a afectar el sector energético. Desde medianos del 2002 los apagones cortaron el abastecimiento por más de 20 horas por día en vastas áreas, particularmente los vecindarios pobres. Para el 13 de Septiembre, 2002, más del 50 por ciento de todos los circuitos de la EdeSur estaban fuera de servicio. Los disturbios resultantes reclamaron 15 vidas. Las Reformas del Septiembre del 2002 39. En la fecha del 17 de Septiembre, 2002, el Gobierno anunció medidas urgentes para tratar con la crisis y para buscar una solución a largo plazo. Las medidas incluyeron: (a) pago de sus atrasos a las IPPs, (b) la eliminación del “subsidio generalizado”, mientras manteniendo los subsidios a los pobres urbanos, (c) pago de sus cuentos eléctricos, y (d) un esfuerzo para combatir el robo de la electricidad, mediante el establecimiento del Programa de Apoyo a la Eliminación del Fraude Eléctrico (PAEF). Pero estas medidas dieron solamente un breve respiro, y el sector una vez más cayo hacia el desorden en el año del 2003. La Crisis del 2003-04 40. Las tarifas fueron supuestamente a ser ajustado basado sobre las variaciones de los costos de los combustibles, la taza de cambio y el índice del precio al consumidor de los Estados Unidos. Al principio del año del 2003, estos parámetros fueron básicamente estables; el precio aplicable del combustible desde Octubre del 2002 hasta Febrero del 2003 fue alrededor de US $23/barril. Sin embargo, debido a la guerra de Irak, el precio de los combustibles aplicables en Marzo del 2003, brincó a US $30/barril. En respuesta, el Gobierno mantuvo el nivel de la tarifa de Febrero para el primer bloque de los clientes residenciales (hasta 700kWh por mes) y creo un Fondo de Estabilización para cubrir la diferencia. El Fondo, que entro, en efecto, un record de la deuda del Gobierno a las EDEs, fue esperado a bajar cuando los precios de los combustibles y la taza de cambio se estabilizaron. 41. Cuando los precios de los combustibles bajaron a US $21/barril en Julio del 2003, la crisis de la banca llevo hacia in balances macroeconómicos que incrementaron las tazas de cambio desde RD $22/US $ en Enero a RD $35 a Julio del 2003. Para evitar una alza de precio rápido esto produciría en los bloques de 0-700kWh, el Gobierno utilizó el Fondo para la Estabilización y también introdujo subsidios de cruce mediante elevando las tarifas de las otras categorías a más arriba que la formula oficial. Esto limitó el crecimiento del Fondo para la Estabilización, pero llevó al fijar los precios a ad-hoc. 42. Aunque el Gobierno fue obligado a re-embolsar a las EDEs (desde el Fondo para la Estabilización) la diferencia entre el precio de la formula y el precio actual, las EDEs fueron

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negativamente afectadas en un parámetro fundamental son reflejados en las tarifas. Esta demora trabajó en contra de las EDEs cuando los precios subieron, debido a que ellas tuvieron que pagar los precios de la generación más altos de inmediato. Segundo, el Fondo de Estabilización es en esencia un préstamo forzado libre de intereses desde las EDEs hacia el Gobierno. Finalmente, debido a que el Fondo es denominado en RD $, la depreciación radicalmente redujo el valor de los futuros re-embolsos del Gobierno en términos de US $. 43. En adición, la crisis económica agravó el problema del robo de energía y el no pago de las facturas. Como una consecuencia, las tarifas inadecuadamente incrementando y los grandes montos de energía siendo provistos casi gratis bajo el PARA, “apagones financieros” reaparecieron, mientras los generadores se declararon de no poder a financiar las compras de los combustibles debido a que las EDEs estaban tardándose en sus pagos. 44. El deterioro de la situación de las EDEs, y en antagonismo creciente hacia ellos debido al racionamiento extensivo del servicio, hizo que las operaciones Dominicanas de la Unión Fenosa, el dueño de EdeNorte y la EdeSur, dificultoso. Bajo la presión creciente política, en lugar de trabajar con la Unión Fenosa para resolver los puntos, el Gobierno re-compro las acciones en estas dos compañías en el mes de Septiembre del 2003, y retorno sus operaciones a al CDE, contribuyendo a descarrilar del Arreglo Stand-by con el IMF. La posición mayoritaria de accionista de la restante EDE privada, la EdeEste, fue vendida por su comprador original, AES a TCW en el mes de Noviembre del 2004, con las AES continuando como el operador. 45. En el mes de Octubre del 2003, un Panel de Expertos Internacionales, financiados conjuntamente por el Banco, la IMF y el BID, revisaron los temas del sector, en el contexto de esta nacionalización. Sus recomendaciones incluían: (a) incrementar las tarifas a US $0.15/kWh, (b) mejorar como dar los subsidios a los pobres, (c) la normalización de los pagos desde las EDEs hacia los generadores, (d) reformas institucionales, y (e) en el debido curso, incorporar una nuevo participación privada en la EdeNorte y la EdeSur. Llamo para negociación de un “pacto nacional” entre los partidos políticos, los consumidores y el sector privado, como un medio para enfrentar la amplia cultura de no pagos y realizando reformas políticamente factibles y sostenibles. 46. En su lugar, hubo más deteriorito, mientras el Gobierno, en el periodo alrededor de las elecciones de Mayo del 2004, fallo en enfrentar los puntos críticos del sector. El promedio estimado por ciento de la demanda no cubierto creció desde el 14 por ciento en el 2003 al 25 por ciento en Enero-Junio del 2004 (cono una gama de semana a semana d un 5-45 por ciento). El cumplimiento de los pagos de las EDEs cayo aun más, y los costos de operación de las que fueron nacionalizadas creció dramáticamente. La depreciación de la moneda adicionalmente (a RD $50/US $ en Febrero del 2004) e el incremento en los precios de los combustibles internacionalmente agitó la situación, aunque la última mejoró poco después de las elecciones cuando la taza de cambio retorno a casi RD $30/US $ (la taza promedio en el 2003). Esta corrección de la moneda, conjuntamente con la reanudación de los incrementos de la tarifa, ha reducido las perdidas actuales mensuales del sector desde cerca de US $50 millones durante la primera mitad del 2004 a algunos US $40 millones en la última parte del año.

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Lecciones de la Experiencia de la República Dominicana 47. La República Dominicana hizo gran progreso en la privatización, la expansión de la capacidad de generación, la reforma legal, laceración de un mercado spot funcionando y el establecimiento de una agencia reguladora independiente y una comisión de hacer la política. Atrajo cerca de US $mil millones del exterior para el sector energético, en los IPPs, en la privatización y más inversiones en las firmas privadas. 48. A pesar, la crisis repetida indica que el proceso de reforma era lejos de optimo, particularmente en respecto al siguiente:

• La participación del sector privado fue invitada antes de un marco legal y regulador fue establecido; esto dejo al Gobierno a jugar “desde atrás” y contribuyo a una relación sostenido entre el Gobierno y las compañías del sector privado.

• Debido a la falta de parte del Gobierno de familiaridad con el concepto de

regulación y su aversión de perder control sobre asuntos importantes tales como fijando la tarifa y las normas de calidad, la SIE no fue previsto con la autoridad, autonomía o consejo de política previa esencial para buena regulación.

• Hubo poco consistencia amplia de construir las reformas, o la participación de

hilador en las decisiones claves; esto dejo la agencia reguladora en una posición políticamente débil y el Gobierno venerable a presión para desviar de su política de tarifa. También lo hizo más difícil para las EDEs a mejorar sus ingresos (e.g. mediante la desconexión de las personas en defecto).

• Los puntos clave relacionado al robo de electricidad y el no pago de las facturas

no fueron enfrentados agresivamente desde el inicio en una marcha coordinada por todas las partes. Esto debería haber sido can critico al éxito de las reformas. Hubiera sido un asunto de justificación debido a que los clientes que cumplen la ley son dejados a pagar los costos de los otros, y permitiendo a las utilidades a extender el servicio y bajar las tarifas. Las agencias del Gobierno continuaron sus normas de no pagar las facturas de electricidad, que puso un ejemplo pobre, y PROTECOM no facilitó a las EDEs para asegurar que la mayoría de sus clientes pagaran sus facturas.

• El “subsidio generalizado” introducido en el 2002 fue sin meta, diseñada desde su

inicio a incluir la clase media y los clientes más ricos, en lugar de enfocando en los pobres.

• El refuerzo de la red de transmisión no fue dado la prioridad adecuada, esto

redujo la gama para la competitividad, y a veces fatigo los apagones. 49. La combinación de estos errores in el proceso de reforma, la tradición de no-pago de las facturas de electricidad, fraude, mala administración económico, la crisis bancaria y la

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depreciación de la taza de cambio siguiente aún agravó el impacto de los precios del petróleo internacional y creó una crisis severa extraordinaria para el sector y por lo cual para el país. 50. En adición el sector energético es altamente intensivo de capital y la necesidad en el país es muy grande; un solo donante no lo puede pagar solo. Es importante para crear relaciones con otros donantes importantes quienes pueden traer supuesto y recursos in una manera coordinada y consistentes. Construyendo confianza entre los diferentes constituyentes, no solamente con el Gobierno, puede ayudar romper la oposición viniendo desde diferente interlocutores. La consulta amplia y la coordinación de parte de los donantes puede contribuir hacia logrando los resultados de largos resultados. Perspectivas del Sector y los Puntos Principales 51. Análisis del Sector. Aunque el Banco no ha recientemente completado ningunos informes oficiales del sector sobre el sector de electricidad Dominicano, hay un número sustancial de estudios, muchos financiados por la USAID o el BID, que proveen la base empírico y analítico de la discusión que siguen. De hecho, por su tamaño, este sector ha sido probablemente uno de los más estudiados intensivamente en el mundo durante los últimos años, mientras que el Gobierno, los donantes principales y apagones de las mismas compañías han buscado soluciones a la crisis. El Anexo 4 contiene una lista de los estudios más recientes. 52. El balance de abastecimiento / demanda. Las reformas lograron éxito en una área importante – incrementaron la capacidad de generación mediante los contratos de los IPP, la rehabilitación y la expansión de las facilidades privatizadas y finalmente los plantes de mercantes, que deberían a llenar la demanda, una vez que los pagos totales a los generadores se resumen. Hubo un incremento dramático de un 47 por ciento (casi 1,100 MW) en la capacidad efectiva entre el final del año 2000 y al final del año del 2003 (ver Anexo 5). Esto debe de adecuadamente cumplir para llenar la demanda de pico (ahora cerca de los 1,700 MW) por varios años. Bajo las circunstancias normales, el abastecimiento incrementado debe de llevar a los precios reducidos como también a menos apagones; esto hace el embrollo actual aún más trágico. 53. Subsidios Gubernamentales. Las perspectivas para el sector dependía más enérgicamente y críticamente en crear las condiciones para el sostenimiento financiero de las EDEs, y por lo cual minimizando el drenaje fiscal sobre el Gobierno. Los subsidios han incrementados in tres maneras. Primero el Gobierno subsidia la PARA, a un costo de US $100-150 millones / año, mediante no cobrando para la energía hidro suplido por parte de la CDE para el programa. Secundo, el “subsidio generalizado” promediando cerca de US $10 millones / mes en la primera mitad del año del 2004; ha temporalmente desaparecido debido a la revalorización del RD $, pero puede ser reinstituido sí hay movimientos adversos en las tazas de cambio o los precios del petróleo y las tarifas al contado si no son ajustados de acuerdo. Es dado en la forma de créditos a las EDEs en el Fondo de Estabilización. Tercero, y el más significante, el Gobierno es dueño del 83 por ciento de las EDEs como un grupo (toda de la EdeNorte y la EdeSur, y la mitad de la EdeEste), cuyas perdidas combinadas fueron estimadas a cerca de US $160 millones en los primeros cinco meses del año del 2004. Las proyecciones para el 2005 (ver Anexo 10) indican una perdida total por la EDEs y la CDE de US $360 millones, aún asumiendo que ellos logren su reducción de perdida y las metas de las colectas mejoran.

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54. El Gobierno ha acordado con las EDEs y la CDE para proveer unos US $350 millones de su presupuesto del año del 2005. Estos fondos serán pagados a la CDE (mediante la ley, ellos tiene que ir hacia una compañía del sector público), que entonces los dispersará a las EDEs, de acuerdo con la asignación marcado en el Plan de Recuperación del Sector Energético. El desembolso de estos fondos será una condición para todas de las tres etapas del préstamo. El flujo de los fondos estará sujeto a una auditoria externa por lo menos cuatrimestralmente, y adicionalmente una auditoria será una condición para el desembolso de las segundas y terceras etapas. También habrá una auditoria interna de la CDE para asegurar que los procedimientos adecuados son seguidos para el desembolso de los fondos desde la CDE hacia las EDEs. El Anexo 7 incluye una descripción del flujo de los fondos desde el presupuesto hacia las utilidades. Los US $350 millones es consistente con el marco presupuestario acordado con el IMF. 55. Asuntos financieros a enfrentar. Los niveles de subsidios arriba, mientras necesarias en el corto plaza, es económicamente ineficiente y fiscalmente insostenible. Al mismo tiempo, ambos la sostenibilidad político y el programa del Gobierno contra la pobreza requiere que esta crisis financiero será resulta en una manera que protege los intereses de los consumidores pobres. Hacia este fin, los puntos inter-ralicionados siguientes tienen que ser enfrentados:

• Distribución de perdidas y los cobros de las facturas: reduciendo las perdidas (el porcentaje de energía no facturada debido a razones físicas y comerciales) y incrementando los cobros son los pasos más críticos hacia sobre pasando los problemas financieros actuales de las EDEs y la necesidad para subsidios, y tiene que ser enfrentado en una manera comprensiva.

• Tarifas: Las tarifas predicables y financieramente sostenibles son esencial para la recuperación del sector; las tarifas promedio actuales han finalmente alcanzado los niveles oficiales de índice, pero los subsidios de cruce tienen que ser la meta mejor a los pobres.

• Supliendo electricidad a los pobres urbanos: el principal vehículo para esto, el Programa de Reducción de los Apagones (PARA), no es financieramente sostenible sin cambios significantes (Anexo 10).

56. Reformas adicionales de segunda generación. Mientras no tan urgente como lo de arriba, los enfoques mayores siguientes adicionales también tienen que ser enfrentados como parte del proceso de la reforma para asegurar que el sector será sostenible e eficiente sobre el mediano plazo:

• Transmisión: inversiones adicionales en la transmisión son necesarias para mejorar la confiabilidad del servicio y apoyar un mercado más competitivo al por mayor.

• Electrificación rural: para llenar sus metas de expansión a un costo razonable, el Gobierno necesito a diseñar un eccema eficiente e un subsidio equitativo.

• Regulación: La SIE necesita más autoridad, autonomía y experiencia. • Manejo del Medio Ambiente: la legislación ambiental y las regulaciones afectando el

sector energético (Anexo 6) son generalmente adecuados, pero hay una necesidad para construir experiencia en el SEMA y el CNE.

• Eficiencia de energía y conservación del medio ambiente: las prioridades han sido identificadas, con la asistencia de consultores financiados por medio del USAID, para la

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formulación de una estrategia para un programa de eficiencia energético, incluyendo las capacidades de construcción en el CNE y lanzar un programa de vigilancia nacional.

Distribución de Perdidas y Cobranzas de la Facturas 57. La distribución es el elemento más disfuncional del sistema energético del país. La calidad pobre del servicio, la desatisfacción del cliente permanente, y los precios relativamente altos han indicados al robo mediante las conexiones ilegales y el no pago de las facturas eléctricas por los negocios y las casas, a veces alegadamente con la complicidad del equipo corrupto de las EDEs. El problema ha sido multiplicado por la inhabilidad de parte de las EDEs para cortar el abastecimiento para las facturas vencidas (debido a las limitaciones de acceso a los previos), conjuntamente con la inmunidad con el cual los clientes sé re-conectan a la red ilegalmente. Todas las categorías de los clientes, desde los ricos h los pobres, e incluyendo las usarlos grandes industriales y comerciales, están involucrados. El resultado es en alguna manera conocida facialmente como “la cultura de no pago”. 58. La medida clave es el “Índice de Recuperación de los Cobros” (CRI), que es igual a (la energía facturada por las EDEs / energía comprada por las EDEs) multiplicada por (facturas pagadas por los clientes a las EDEs / total facturación de las EDEs a los clientes). Una EDE bien administrada en un ambiente de apoyo puede disminuir las perdidas (principalmente técnicas) de cerca del 10 por ciento y una taza de cobro de algunos un 98 por ciento, que rendiría un CRI de unos 88 por ciento. A la privatización en el año del 1999, las EDEs tuvieron un muy malo CRS, con un promedio de unos 43 por ciento. Hubo entonces un mejoramiento substancial, con los CRI para el 2001-02 promediando unos 61 por ciento. Ha habido desde entonces un deterioro mayor y la CRT fue hacia el bajo a unos 45 por ciento como e promedio para el 2004. Fue algo peor en la EdeNorte nacionalizado (unos 35 por ciento) y la EdeSur (unos 46 por ciento) que en la EdeEste (unos 51 por ciento)5. A los niveles actuales de las tarifáis y la estructura de los costos, las EDEs necesitaría a incrementar el CRI hacia alrededor de unos 70 por ciento sobre una base mensual (equivalente a cerca del 65% sobre una base cumulativo mensuales) para así aún no perder; sí las tazas más altas de cobro sean logradas en un periodo muy corta debido al rendimiento pobre existente, el tiempo requerido para crear un ambiente de apoyo, y la necesidad para grandes inversiones por las EDEs para sostener la reducción de las perdidas. Las proyecciones del flujo de caja de las EDEs, bajan varios escenarios, están presentados en el Anexo 10, y los programas de reducción de perdidas de las EDEs están resumidos en el Anexo 9. Los programas de reducciones de perdidas requieren la coordinación estrecha con la SIE y el Ministerio de Finanzas, y un sistema de monitoreo vigilante. 59. Consultores, conjuntamente con las EDEs, han proyectados mejoras factibles en el CRI para el 2005. Debido a que las cifras mensuales pueden estar sujetas a variación al azar, el Banco y el Gobierno han acordado a utilizar las cifras cumulativas de seis meses para monitorear el progreso del programa (ver Anexo 9). Mejoras significantes pero factibles en el CRI es posiblemente la condición más central para el desembolso de las tres partidas. Debido a que los _____________________. 5 Estas figuras excluyen la PRA, debido que no es comparable.

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clientes más grandes serán enfocados primeramente, la taza inicial de la mejora es esperada a ser más alto que el logrado de lo adelante. Las metas del CRI cumulativos de seis meses para el desembolso de las partidas bajo el préstamo propuesto, son por lo cual: el 50 por ciento para la primera partidas; el 55 por ciento para la segunda partida; y un 60 por ciento para la segunda partida. Los auditores externos independientes revisarían y certificarían los datos de la CRI antes que es enviado al Banco para el desembolso de la segunda y tercera partida. 60. No hay un arreglo rápido a tales problemas con raíces tan profundas. Un factor en factor de las EDEs, especialmente para la EdeNorte y la EdeSur, es que ellos tienen sistemas buenos de información que pueden precisar las líneas de distribución especificas desde el cual la energía está siendo robada, como también quien está en defecto con sus facturas. El mayor reto primero, y el énfasis in la estrategia inicial del Gobierno y las EDEs, es a reducir las perdidas y las facturaciones en defecto de los clientes más grandes, incluyendo los departamentos y las agencias del Gobierno, debido a que esto resultaría en un pago rápido y significante y tendría un efecto de demostración importante por todo el país, particularmente como parte de un esfuerzo más amplio anti-corrupción. 61. La estrategia de las EDEs para reducir las perdidas se centra en: (a) el racionamiento de energía para proveer más en los circuitos con perdidas más bajas, (b) expansión de los medidores, (c) “capturando” como clientes, los usuarios quienes actualmente entras ilegalmente al sistema, (d) inspección de los medidores etc., para violaciones, (e) buscando fraudes electrónicos más sofisticados por los grandes usuarios, y (f) corrigiendo las anomalías técnicas en el equipo. Para mejorar los ingresos, el plan de las EDEs para realizar los pagos de las facturas más fácil mediante incrementando el número y las horas de los centros de pagos. Las EDEs combinados han alocado cerca de US $25 millones a este esfuerzo para el 2005. Entre otros, ellos están considerando las siguientes medidas adicionales: (a) la re-conecto los equipos de servicio del campo de comercial técnico que fue utilizado por la EdeNorte y la EdeSur antes de la nacionalización, cuyas funciones incluya la verificación y la reparación de los medidores, y la desconexión / reconexión del servicio, y (b) implementando un programa piloto de rediseñando las instalaciones de distribución de bajo voltaje para hacer las conexiones ilegales y violando los medidores más difíciles. El Gobierno, la SIE y las EDEs también han comenzado una campaña de comunicaciones (ver Párrafo 86) para educar el público acerca los pasos siendo tomados y la unción entre el pago de las facturas y la calidad y precio del servicio. 62. Un compromiso fuerte de parte del Gobierno es también necesario en términos de acciones policiales y jurídicas para hacer cumplir las leyes de la propiedad. Esto está siendo enfocado por un Programa Anti-Fraude (PAEF) conjunto del Gobierno / las EDE, que apoya el equipo de la EDE tomando acción en perseguir el fraude eléctrico. Debido a que la PAEF ha tenido solamente acceso limitado a la fecha, el Préstamo TA financiará una evaluación independiente del cumplimiento de la PAEF, incluyendo recomendaciones para mejoras. El Gobierno también necesita apoyar a las EDEs in el corte del servicio de electricidad para las facturas no pagadas, incluyendo esas de las agencias del Gobierno. Se ve que la PORTECOM, el brazo de protección de consumidor de la SIE, pueda inadvertidamente alentó el no pago de las facturas de la electricidad mediante haciéndolo demasiado difícil para las EDEs para cortar la energía a los clientes en defecto. Las políticas y los procedimientos de la POTECOM están siendo revisados para lograr un mejor balance entre la protección de los clientes en contra de los abuses y protegiendo a las EDEs

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en contra del no pago de las facturas. Algunos cambios en las regulaciones bajo la Ley de Electricidad pueden ser también deseables. Tarifas 63. Los precios de electricidad al por mayor liberan las transacciones entre los generadores, las EDEs y los clientes no regulados. Los clientes no regulados (originalmente sobre la carga de pico de 2 MW, pero ahora baja a 0.8 MW) pueden contratar sus abastecimientos aprecios negociados. Las compañías de distribución pueden contratar a los generadores para hasta el 80 por ciento de sus necesidades proyectadas, y tienen que comprar lo restante de los generadores en el mercado del spot. La OC opera el mercado de spot como un despacho basado en el costo, con el precio spot determinado por la unidad de despacho marginal. En Agosto del 2001, un limite de precio fue aplicado al precio de spot. Los generadores con costos marginales menos del limite son remunerados al precio de tope, mientras que los generadores sobre el precio de tope son pagados al costo. Las variaciones del precio de combustible son por contrato pasado desde los generadores hacia las EDEs. 64. Los precios spot por medio para el año del 2002 oscilaron desde US $0.041 – 0.066/kWh, dependiendo en las condiciones hidrológicos y la disponibilidad de planta. Un cargo de capacidad de cerca de US $7/kW mes remunera a los generadores para un abastecimiento firme. Durante la crisis del año del 2003, el costo marginal subió como cohete a US $0.46/hWh, debido a la no-disponibilidad de facilidades de generación. En estos casos, cuando la demanda no puede ser en ese momento llenada, el costo marginal refleja el alto costo de fuentes de energía alterna. A este nivel, las EDEs evitan cualesquiera compras en el mercado spot y optan para clientes descontados. 65. Precios al detalle están basados en los niveles de entrega de voltaje, incluyendo una tarifa residencia de multi-bloque (0-200, 201-300, 301-700, 701-100 y más de 1000 kWh/mes). Hay una formula para los ajustes automáticos para las tarifas al detalle para las variaciones en los precios del petróleo, inflación y cambios de divisas. La resolución del SIE No. 14 fechada el 28 de Febrero del 2005 y la Resolución No. 23 fechada el 21 de Marzo del 2005 modificaron la formula de la indexación de la tarifa para reflejar las variaciones de los costos adecuadamente mediante cortando el periodo de variación en la taza de cambio desde do a un mes, e introduciendo la variación de precio de un canasto más representativo de combustible para la generación de energía. 66. A los momentos críticos, el Gobierno no ha estado en disposición a permitir a las EDEs subir las tarifas de los consumidores rápidamente de acuerdo a la formula, y ha en su lugar acordado a completar la diferencia desde el Fondo de Estabilización. Mientras el concepto general de tal tipo de Fondo es para amortiguar el efecto de movimientos bruscos en los precios del combustible y las tazas de cambio de divisas, el movimiento hacia arriba generalmente en ambos de estos índices quería decir que el Gobierno incurrió una deuda incrementada con las EDEs, como está indicada en el siguiente cuadro.

Tarifas al Detalle Pro medio (en US centavos /hWh) Año 2002 2003 2004

(Enero- Junio) Tarifa Indexada 11.9 13.5 15.7 Tarifa Aplicada 10.9 12.1 12.7 Diferencia 1.0 1.4 3.0

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67. La creciente diferencia quiere decir que el compromiso de presupuesto creció desde cerca de US $millones / mes en el año del 2002 a US $14 millones / mes en la primera mitad del año del 2004. Durante los primeros cinco meses del año del 2004, el Gobierno pago algunos US $50 millones a las EDEs del Fondo de Estabilización, pero esto fue predominantemente hacia las dos nacionalizadas. De acuerdo a los estimados preliminares, el fondo estaba en un excedente en el mes de Noviembre y Diciembre del año del 2004, permitiendo a las EDEs para iniciar a recuperar sus atrasos. 68. El Gobierno continuó a incrementar la tarifa aplicada, y la misma llegó a 15.7 de US $ centavos /kWh en el mes de Septiembre del año del 2004, que es cerca de lo mismo como la tarifa oficial indexada. Esto cerro la diferencia fue hecho más fácil mediante la apreciación del Peso Dominicano. El desglose de este precio es: Componente de Energía: US $0.075/kWh Componente de Capacidad: US $0.014/kWh Componente de Transmisión: US $0.07/kWh Componente de Distribución: US $0.157/kWh 69. Aunque el promedio del nivel de la tarifa está recuperando los costos, incluyendo para el sector residencial, la estructura de la tarifa necesita a ser revisada. Dentro del sector residencial, cerca del 84 por ciento de los clientes residenciales no PARA (todos de esos utilizando un pro medio de menos de 700KWh/mes), sumaron para algunos el 20% del consumo total; se benefician de los subsidios; un subsidio más de la meta sería limitar este beneficio a los clientes pobres utilizando hasta 100kWh/mes. El Gobierno ha iniciado a reducir estos subsidios de cruce gradualmente, y inicialmente tiene la intención a limitarlos a los hogares con un consumo mensual de hasta 200 KWh. Bajo el Préstamo TA, un estudio sobre los subsidios de meta será financiado y sus recomendaciones serán implementadas en la próxima operación. 70. Los precios promedio para la electricidad en la República Dominicana son entre los más altos en América Latina, debida a la: (a) dependencia en el petróleo importado, (b) los altos precios originalmente negociados en los PPAs, (c) la falta de competencia significante, (d) altos resiegos comerciales enfrentando los operadores, y (e) baja CRI (niveles de tarifas son esencialmente basada sobre un CRI de un 70 por ciento). Reestableciendo el equilibro financiero del sector e incrementando la eficiencia de la compañía de distribución debe llevar a hacer bajar los costos y las tarifas. El Préstamo TA también financiará un estudio para revisar el marco regulador existente, la estructura del mercado, y arreglos de entrenamiento para promover más competencia e eficiencia en el mercado a por mayor para reducir los costos y las tarifas. Los Costos de Operación de EdeNorte y de EdeSur 71. Los costos de operación para EdeNorte, y a un menos sentido para EdeSur, se ven de haberse subido como un cohete después de la nacionalización, en el periodo llegando a las elecciones. Por cuanto un costo de cerca de US $0.03/hWh es impedido para compañías tales como estas, los niveles promedio en Marzo-Mayo, 2004 había más de duplicado a 6-7 centavos US$/kWh (en contraste, los costos de operación de EdeEste se mantuvieron por debajo de 2 centavos US $/kWh). Un elemento principal de este incremento fue la cancelación de contratos

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desde afuera para los servicios comerciales / técnicos tales como reparando los medidores y los servicios de corte / reconexión, y sus re-emplazamiento por equipos contratados deprisa. El Comité de Recuperación del Sector Energético está monitorizando de cerca los costos de operación de las EDEs con el propósito de bajarlas a los niveles de la pre-nacionalización. Supliendo Electricidad a los Pobres Urbanos 72. El Gobierno da el subsidio a las áreas de los pobres urbanos (barrios cadenciados), que suma por el 10 al 15 por ciento del consumo total, bajo la PRA. Aproximadamente 500,000 familias (1.5-3 millones de personas, algunos 40 por ciento de la población con electricidad) están cubiertas (otras 300,000 familias pobres están en barrios fuera del programa). El PRA fue un esfuerzo para regularizar lo que había sido caótico, caracterizado por el robo de electricidad y servicio intermitente; en este sentido, ha sido solamente parcialmente exitoso. La PRA tuvo la intención a trabajar como sigue:

• Clientes recibiendo el servicio por 20 horas al día, con el 75 por ciento del costo financiado por el Gobierno y el 25 por ciento por las EDEs;

• La participación organizada de la comunidad es buscada como un medio de facilitar y mejorar las relaciones entre las EDEs y los residentes y por lo cual promover los cobros; y

• Los clientes reciben anualmente libros de pago mensuales fijos dependiendo en su carga, y ellos pueden hacer sus pagos en las tiendas escogidas del vecindario. Los pagos son fijados en la moneda local, y no han sido ajustado para los incrementos del precio del combustible, devaluaciones o la inflación.

73. El programa fue creado a medianos del año del 2001, y fue originalmente programado para durar por dos años; sin embargo, no ha sido políticamente posible a terminarlo. Inicialmente, el PRA fue exitoso en enfocando la inquietud social causado por los apagones mediante limitando los apagones a una más tolérale duración, Sin embargo, su costo al Gobierno ha sido en la gama de US $5-15 millón por mes, proviniendo “en especie” por no cobrando a las EDEs para el 75 por ciento de la energía desde las plantas hidroeléctricas de la CDE. La taza de cobros, que inicialmente era solamente el 4 por ciento, creció al final del año del 2002 a 30 por ciento, antes de bajar a cerca del 10 por ciento para la EdeEste y solamente 2-3 por ciento para la EdeNorte y la EdeSur, mientras la disponibilidad del servicio cayo. 74. La PRA fue creó incentivos perversos para ambas las EDEs y los residentes. Proveo una manera fácil para las EDEs a ignorar un problema de los grupos de clientes grande de los que no pagan. Para los clientes, la falta de medidores incentiva perdida de energía, y el servicio barato ha atraído la migración a los barios del PRA. En el mediano termino, la PRA debe de ser reemplazado por la normalización de los clientes, instalación de los medidores e el mejoramiento de las redes de distribución. Los subsidios para estos clientes probablemente requerirán su necesidad permanentemente, y hacerlos la meta correctamente es un reto importante para así evitar botar recursos. 75. Enfrentando estos problemas requiere un rediseño total de la PRA, con un itinerario para cambiar los clientes del PRA a clientes regulares de la EDE. Dado las sensibilidades políticas y sociales de las áreas bajo el programa, tomará tiempo y dialogo para encontrar las soluciones

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sostenibles. Un estudio sobre estos asuntos está siendo financiado bajo el Préstamo TA. La implementación inicial de sus recomendaciones sería el gatillo para el próximo préstamo basado en la política, que hará el enfoque sobre mejorando la calidad y la cobertura del sistema. Transmisión 76. El sistema de transmisión débil es una fuente mayor de inquietudes de la calidad de servicio. El sistema está sobre cargado, pero ha habido solamente adiciones menores desde el año 1999. Ambas refuerzos de Este-Oeste y Norte-Sur son requeridos para darle servicio a la carga con confianza ambos en el área de la capital y en la región del Norte, particularmente mientras nuevas plantas de energía en la región del Este pueden mantenerse “embotellado” hasta que la capacidad de transmisión se incrementa. Las debilidades de la transmisión llevaron a ocho apagones por todo el país en el año del 2000 y a seis en el año del 2001. El funcionamiento de un mercado al por mayor competitivo, uno de los objetos de la reforma, está severamente incapacitado la inadecuadamente de la transmisión. 77. El Préstamo TA está financiando un plan de expansión de transmisión, una revisión de la metodología para establecer los cargos de transmisión, la creación de un plan de negocios para la compañía planificada reguladora de transmisión (ETED), el entrenamiento para el equipo de la ETED, y un estudio para identificar las alternativas para la participación del sector privado en la transmisión, dentro de los limites establecidos por la Ley de Electricidad. Los ingresos de la regulada ETED, a ser pagados por los generadores y las EDEs son esperados para cubrir sus costos y debe de ser sostenible en el largo plazo mientras sus cargos de transmisión son pagados. Pero como es en el caso de los generadores, la ETED dependerá en la salud financiera de las EDEs para sus sostenibilidad. Electrificación Rural 78. La República Dominicana tiene una de las tazas más altas de electrificación en la región, a 80 por ciento (excluyendo las conexiones ilegales) 6, con un desglose siendo el 90 por ciento para los residentes urbanos y un 64 por ciento para las áreas rurales. Aún en las áreas rurales, la vasta mayoría está conectada vía la red. 79. La meta del Gobierno es a incrementar la cobertura en las áreas rurales hasta un 95 por ciento para el año del 2015. El punto de vista central es la necesidad para el subsidio de las inversiones, generalmente de un 40-60 por ciento, para hacer los eccemas financiadamente viables, debido a lo lejos, baja densidad y la baja capacidad para el pago de las poblaciones rurales. En la crisis actual, cada subsidio no es del uso de los recursos escasos de la más alta prioridad; sin embargo, una vez que la crisis es solucionada, el Gobierno debe de reanudar su apoyo para la electrificación rural, que puede ser apoyado mediante un préstamo de inversión bajo el programa propuesto. Regulación 80. En la República Dominicana, la tensión normal entre el regulador y las compañías reguladas ha rápidamente involucrado el Gobierno al nivel político, que socava la autoridad de la

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SIE. La SIE no ha tenido el apoyo político para tratar con las entidades del sector bien con mucha influencia. También le falta la suficiente experiencia técnica. 81. En adición, el jefe de la SIE es el presidente del Cuerpo Coordinadora (OC), que está encargado del mercado al por mayor, con el derecho a ambos a votación de desempates y a vetar cualquier decisión que él considera que no es en el interés del público. La SIE debe de tener una amplia perspectiva del funcionamiento del sector completo, pero no tal un papel directo in una agencia de operación que está supuesto a regular. 82. Una evaluación compresivo, independiente del papel y las capacidades del SIE, con una mira a asegurar ambos su autonomía y su disponibilidad a cumplir sus responsabilidades, es un componente mayor del Préstamo TA. En adición el proyecto está financiando los estudios de desarrollo y técnicos del equipo para la SIE y la OC, como un asesor regulador a la SIE. Administración Ambiental 83. Aunque bajo la Ley General del Medio Ambiente y los Recursos Naturales del 2000, el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMA) se mantiene la autoridad principal guiando la política ejecutable del ambiente, y es responsable para ejecutar las normas y regulaciones, el sector de energía también comparte tal responsabilidad. La Ley de Electricidad estableció los principios y las responsabilidades para aplicar las normas ambientales en el sector energético. Le da la responsabilidad al CNE (del cual el Secretario del Medio Ambiente es un miembro) para recomendar las políticas en esta área, y al SIE para complementar las actividades del SEMA, incluyendo las normas de ejecución del medio ambiente y determinando las penalidades para su violación, Debido a que la CNE y la SIE son financiadas automáticamente por el sector, ellos pueden contar en los recursos relativamente estables para llevar a cabo estas funciones. 84. Varias evaluaciones de la capacidad institucional del medio ambiente existente surgieren que, aunque mucho progreso ha sido logrado en los últimos cinco años, hay una necesidad para reforzar el cumplimiento operacional del SEMA para hacer posible que el mismo lleve a cabo su mandato más eficientemente (ver Anexo 6). Una auditoria en el año del 1997 de las facilidades eléctricas encontró que “todos los lugares visitados enseñaron manejo inadecuado de desperdicios sólidos de las aguas de descarga e utilizaban aceites en pozos profundos de inyección. Los lugares de generación de energía demostraron emisiones del aire no controladas o pobremente controladas, normas de manejo de los combustibles inadecuados, y la disposición de las aguas de enfriamiento no controladas.” Este cumplimiento deplorable es el resultado de la debilidad institucional en el proceso de otorgar licencias, como también en la verificación del cumplimiento dela unidad de ejecución. Hay una gran mal uso del tiempo requerido para procesar las licencias y los permisos: desde 1 mes a 34 meses para los permisos, y desde 5 meses a36 meses para las licencias. Esta dispersión grande es sintomática del pobre diseño del proceso, los procedimientos controladas inadecuados, la capacidad inadecuada para procesar las solicitudes de licencias y la interferencia política. 85. El SEMA está bien al tanto de sus limitaciones institucionales, y las limitaciones de estrictamente de presupuesto impuesto por las condiciones macro-económicas del país. Con donantes, está avanzando propuestas para acelerar el tiempo de procesamiento mediante procedimientos mejor diseñados, modernos conocidos como “ventanilla única” (una ventanilla de

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una sola parada).Las unidades de verificación de cumplimiento del SEMA exhiben las mismas debilidades institucionales, con la dificultad agregado que el número de proyectos para visitar incrementa continuamente mientras nuevas licencias y permiso son expedidos. Las dificultades de día a día no permiten que el SEMA de desarrollar planteamientos estratégicos para tratar con asuntos ambientales. Modernizando las inquietudes ambientales hacia la planificación de mediano y largo plazos, un mandato importante contemplado en la Ley ambiental, está engavetado por las emergencias administrativas más demandantes. Las evaluaciones ambientales estratégicos, una herramienta mencionada en la Ley General del Medio Ambiente del 2000, hasta ahora no han sido exploradas. Las agencias de los sectores públicos y privados en el sector energético fuertemente apoyan acciones para reforzar el cumplimiento operacional del SEMA, mientras los riesgos y lo incierto representado por un débil cumplimiento de la institución ambiental puede traducir hacia costos adicionales en el caso que los asuntos ambientales se hacen riesgos. Estrategia Gubernamental General 86. En Septiembre del 2002, el Gobierno toma un juego de medidas urgentes como respuesta a la crisis del sector y los disturbios resultantes, y tuvo éxito en mejorar la situación temporalmente. Un año más tarde, confrontó una situación similar pero bajo condiciones peores económicas y fallo en enfrentar los problemas adecuadamente, La nueva administración, que tomó posición en Agosto del 2004, reconoce la seriedad y la urgencia del problema. Sus medidas iniciales incluya llegando a un acuerdo con el IMF sobre un Arreglo de Stand-by, acordando con las compañías de generación sobre un programa de corto plaza (hasta el final del 2004) para incrementando la producción energética, y buscando asistencia del Banco, el BID y la USAID para el desarrollo de una estrategia. Inicio un proceso amplio de consultas sobre el marco futuro legal, regulador y política para un sector eléctrico sostenible. Su estrategia, resumido en su Plan de Recuperación del Sector Energético, consiste de terminando los apagones que vienen de la ausencia de liquidez financiera, y enfrentando los problemas estructurales del sector. Aunque no es el papel del Gobierno para asegurar que todas las compañías del sector tengan ganancias, tiene la intención de poner en ejecución y hacer cumplir las reglas de base apropiadas relacionado a los derechos de propiedad y las tarifas. Comité de Recuperación del Sector Energético 87. La responsabilidad para coordinando y monitorizando la estrategia cae en el nuevamente creado Comité de Recuperación del Sector Energético (el Comité). El Comité, que está encabezado por el Presidente y coordinado por el Secretario de Estado de la Presidencia y incluye representantes de la CNE, SIE, CDE, El Ministerio de Finanzas, las EDEs, las compañías de generación, el EGEHID y la ETED, fue oficialmente establecido en Enero del 2005 por un Decreto Presidencial, y se reúne mensualmente, Su Comité Ejecutivo, consistiendo de las cabezas de las CNE, SIE, CDEE y la Unidad de Asesoría Presidencial para Energía, se reúne semanalmente. Su Unidad de Monitoreo (Unidad de Seguimiento), incluye ambos miembros Gubernamentales y consultores, y es responsable para asegurar que el Plan de Recuperación del Sector Energético es llevado a cabo. El Comité se espera a mantenerse en operación hasta que el sector se mueve hacia el camino de recuperación financiero.

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Coordinación de los Donantes 88. El Banco está coordinando con el IMF, el USAID y el BID para proveer asistencia al sector eléctrico en la República Dominicana. Misiones conjuntas y revisiones al mismo tiempo con reuniones de coordinación han estado tomadas lugar frecuentemente desde la nueva administración tomó posición en Agosto del 2004. Este proceso de coordinación estratégico ha promovido un dialogo estructurada y exitosa con el Gobierno, por vía del Comité sobre el enfoque principal del Plan de Recuperación del Sector Eléctrico y las secuencias del programa de reforma. La coordinación continuará por vía de reuniones periódicas e intercambios de información con los donantes principales involucrados y el Gobierno. Consultad de los Accionistas 89. Durante el periodo de transición entre la elección en Mayo y la toma de posición oficial en Agosto del 2004, el Presidente Fernández y su equipo energético llevo a cabo reuniones con varios accionistas para discutir los problemas y posible soluciones a la crisis del sector de electricidad. Subsecuentemente, el equipo de energía del Gobierno amplio el proceso de consultas mediante incluyendo los consumidores y las organizaciones de consumidores mientras preparando el Plan de Recuperación del Sector. Desde el mes de Septiembre pasado, varias reuniones también han sido organizadas con donantes multilateral y bilateral, como también con representantes del sector. Estrategia de Comunicación 90. Con el lanzamiento oficial del Plan de Recuperación del Sector Energético recientemente anunciado, otra serie de talleres periódicos con clientes ha sido planificado por la CNE, con el apoyo de la Secretaría de Estado de la Presidencia para presentar los detalles del programa y comprometerlos en su implementación. El Coordinador para las Políticas de Comunicación de la Oficina del Presidente también participará en la formulación de tal estrategia de comunicación. Resolviendo la Crisis a Corto Tiempo: Restaurando la Solvencia Financiera 91. Las acciones y logrados o en pie consisten de:

• Administrar el racionamiento de la energía, mientras que la producción actual es 70-75 por ciento de la demanda estimada. Esto se está haciendo principalmente mediante la limitación del número de horas que la energía es suplida a varios circuitos, basado en el punto al cual los usuarios no están pagando para toda la energía proveído, para así bajar las perdidas financieras del sector.

• La validación y la anotación aparecen en el sistema, particularmente entre el

Gobierno, las EDEs y las compañías de generación. También habrá un moratorio de un año del repago de la deuda (principal) para que así darles tiempo para el Gobierno y las EDEs a empezar a acumular los recursos necesarios para el repago. Más aún, todas las agencias del Gobierno iniciarían a presupuestar para y a pagar sus facturas de electricidad a tiempo.

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• Acordando con EdeSur, EdeNorte y la EdeEste sobre los planes para como sobre pasar la crisis financiero mediante elevando la CRI y conteniendo los costos. Todas de las tres EDEs han preparado e iniciado recientemente la implementación de sus planes. El Gobierno apoyará legalmente y políticamente, los esfuerzos por las EDEs para cortar la energía a clientes (incluyendo las agencias del Gobierno) culpables de fraude o en defecto de sus pagos, y la PROTECOM revisará sus políticas y procedimientos para asegurar que ellos no están impidiendo cualquier incremento en el CRI.

• Manteniendo una tarifa financieramente viable con subsidios fijos para proteger los

clientes pobres, y una formula de indexación de tarifa justa para manejar la inflación, los precios de los combustibles y las tazas de cambio.

Enfrentando los Problemas Estructurales y Asegurando la Estabilidad Financiera 92. La experiencia ha enseñado que la reforma del sector energético toma muchos años. Primero, requiere el desarrollo de nuevas instituciones. Segundo, involucra cambiando fundamentalmente la manera en el cual el Gobierno trata con el sector. Y tercero, no hay ningún modelo universalmente aceptado, cada país requiere a experimentar para encontrar los arreglos más apropiados para sus propios circunstancias. En la República Dominicana, dado su naturaleza de raíces profundas de los problemas, el proceso puede tomar aún más largo que lo usual. 93. La reestructuración principal del sector fue hecha sobre los años del 1997-2002, con el desamarrar y la privatización de la mayoría de la CDE, la introducción de la Ley de Electricidad y la creación del SIE, la CNE y la OC. Sin embargo, para llegar a completarse, el Gobierno planea a:

• Mejorar y clarificar los papeles de las instituciones del sector;

• Superar sus propios papeles como el que hace la política y el accionista;

• Evaluar las opciones para la participación del sector privado en las EDEs nacionalizadas;

• Extender y mejorar el servicio a los pobres rurales y los urbanos, y hacer que la

PRA más sostenible financieramente;

• Hacer más fuerte la red de transmisión; y

• Proteger el medio ambiente.

94. Elevar y clarificando los papeles de las instituciones del sector. La creación de la SIE, la CNE y la OC fue logros significantes de la Ley de Electricidad. Ahora que estas instituciones han estado funcionando por cerca de tres años, el Gobierno tiene la intención de:

• Llevar a cabo una revisión compresivo, independiente del papel de la SIE y sus capacidades, bajo el Préstamo TA. Un SIE fuerte, autónomo es critico a la operación

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del sector. Mientras que la SIE ha hecho progreso significadamente, hay un número de área de preocupación (por estos eran más problemáticos bajo la administración anterior), incluyendo: (i) la tendencia de las compañías del sector a tratar de sobre pasar la SIE y tratar directamente con las autoridades políticas sobre asuntos de regulación; (ii) la falta del entendimiento del parte del publico y el apoyo para la SIE; (iii) la SIE necesita a ser previsto más incentivos para los servicios auxiliares; y (iv) la discreción otorgado a la SIE en algunas áreas (e.g. las formulas de ajuste de la tarifa para reflejar la inflación general o los cambios del precio de los combustibles), y la autoridad inadecuada en otros (e.g. la calidad de servicio en los barrios).

• Reforzar a la CNE como el cuerpo de hacer la política. La CNE ejerce un papel normalmente colocada en un ministerio de energía. Para que el arreglo Dominicano para trabajar bien, la CNE debe de mejorar su equipo, y los ministerios relevantes necesitar a apoyar la autoridad de la CNE. El Préstamo TA financiará los expertos, los estudios y el software para la CNE, como también como un sistema de recolección de información energético y diseminación.

• Mantener la fuerza gerencial de la OC. La OC ha sido la mejor funcionando de las nuevas instituciones, y aunque los cambios gerenciales pueden ser inevitables, el Gobierno ha dado una prioridad alta para asegurar que la OC se retenga el liderazgo capaz. El Gobierno también re-examinará lo adecuado de tener la cabeza de la SIE servir ex oficio como el presidente de la OC.

95. Separando los papeles del Gobierno como accionista y él quien hace las políticas. Cuatro años después de la privatización, las acciones del Gobierno en el sector se mantienen en la CDE. El Gobierno tiene la intención para: a. Transferir sus titulo de dueño de la EdeSur y la EdeNorte y su participación del 50

por ciento en las tres sobrantes compañías privatizadas desde la CDE a la FONPER. Esto resultaría en el Gobierno tratando estas acciones como una inversión, en lugar de tener la tentación a tratar a influenciar las compañías por razones políticas. En el debido curso, el Gobierno es esperado a vendes sus acciones, a ampliar el papel de dueño público y reducir su propio exposición en este sector.

b. Establecido la ETED y la EGEHID como las compañías legalmente autónomas, con

su propio capital y sus estatutos, y entonces transferir sus acciones desde la CDE a la FONPER también. Aunque la Ley de Electricidad requiere que estas entidades sean mantenidas en el sector público, les permite a ellas a hacerse compañías públicas separadas, operando por las líneas comerciales. Esto es requerido para mejorar su administración, ayudar a asegurar su sostenibilidad financiero (el Gobierno ha, de hecho, dañado esto en algunos puntos para así lograr otras metas del sector, tales como la energía subsidiada a los pobres y la renegociación de las PPPAs), y promover un campo plano de juego para las compañías del sector.

96. Evaluando las opciones para la participación del sector privado en la EdeNorte y la EdeSur. El Gobierno nacionalizado estas dos compañías en el año del 2003 debido a los cortes de servicio y la crisis financiero enfrentando las compañías. La nueva administración las ha proveído ahora con autonomía operacional y a designado gerentes vendiendo desde el sector privado. Consultores están siendo proveído para apoyar la implementación del plan de reducción de

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perdidas en sus aspectos diferentes técnicos, reguladores y financieros. Sin embargo, el Gobierno cree que sostenimiento de sus mejoras planificado de eficiencia puede ser asegurado en el mediano termino mediante involucrando el sector privado. De acuerdo, una evaluación de las varias opciones para la reintroducción de la participación del sector privado en la EdeNorte y la EdeSur serán formulada. Para la transición, el Gobierno ya ha formulado un plan de contingencia para una introducción más agresivo de la gerencia del sector privado si las compañías no son capaces de implementar sus planes de negocio. 97. Extendiendo y mejorando el servicio a los pobres rurales e urbanos, y haciendo la PRA más sostenible financieramente. Mientras los niveles de cobertura total de electricidad en la República Dominicana son razonables para la región, el Gobierno está comprometido a expandir la cobertura más aún como parte de su estrategia contra la pobreza. Sin embargo, dado los estrechos constreñimientos fiscales, esto requiere ambos mejorando la eficiencia e incrementando los cobros desde, mediante haciendo las metas de los subsidios, la instalación de los medidores y cuando sea necesario y posible, movilización de las comunidades7: a. La estrategia previa de la electrificación rural no tuvo un criterio bueno económico y

financiero, y fue para la expansión de la red solamente. Basado en el informe de la Fase 1 del Plan Nacional de Electrificación Rural, el Gobierno articulará su política de electrificación rural; y

b. El Programa de Reducción de los Apagones (PARA) para los barrios urbanos ha tenido

algunos éxitos en la extensión de las horas de servicio, incrementando el número de conexiones legales y el monto cobrado, y desarrollando las agencias locales. Sin embargo, da incentivos perversos a ambos las EDEs y a los clientes, y es físicamente no sostenible. De acuerdo, el Gobierno llevará a cabo una revisión comprensiva y rediseñarle PRA, utilizando los recursos del Préstamo TA.

98. Re-esforzando la Red de Transmisión. La inversión de Transmisión ha sido mínima en los años recientes, resultando en una red que es cada vez más sobre cargada, con apagones como el resultado lo más visible y costosos de resultados. Creando la ETED es un paso importante hacia corrigiendo el problema, pero el Gobierno tiene la intención a considerar varias medidas adicionales, incluyendo: a. Encontrando maneras para permitir la inversión privada en la transmisión, dentro del

requerimiento legal que la red siendo el dueño del sector público; b. Animando a la legislatura para aprobar los prestamos pendientes para la inversión en la

transmisión;

7 Como ejemplo, las cooperativas de la electricidad rural o otras formas del estar involucrado de la comunidad pueden ser dados la responsabilidad para proveer los servicios tales como facturación, cobros y mantenimiento

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c. Buscando a cambiar los requerimientos que todos los prestamos para la inversión den la transmisión sean aprobados individualmente por la legislatura; y

d. Asegurando que las tarifas de transmisión son adecuadas (par la sostenibilidad financiera

de la ETED) y eficiente económicamente (para así animar el uso optimo de la red).

99. Protegiendo el Medio Ambiente. El Gobierno ha completado una auditoria parcial del medio ambiente para el sector energético, para identificar las áreas para atención futura. Esto será seguido por una evaluación ambientas estratégico para analizar las inquietudes importantes en más detalle. Basado en esto, una estrategia ambientas para el sector será diseñada, nuevas líneas de guía ambientales del sector serán desarrolladas y promulgadas, consistentes con las condiciones locales. El Préstamo TA es esperado a financiar estas actividades. Una unidad ambiental especializada en la CNE será creada para coordinar estas acciones. La CNE también creará un departamento de eficiencia de energía para coordinar el diseño, la implementación y as actividades de monitoreo del programa de eficiencia nacional de energía siendo apoyado por la USAID. 100. El Gobierno ha indicado el compromiso para hacer más fuerte las capacidades institucionales del SEMA. En particular, los esfuerzos enfocarán en incrementando la capacidad para monitorear el cumplimiento y hacer cumplir las normas y las regulaciones ambientales. En concordancia con la CNE, el SEMA implementará un sistema de cumplimiento del monitoreo basado en auditorias ambientales por tercera partes independientes. Para facilitar la transición a las auditorias ambientales, el SEMA dará atención especial al proceso de dar licencias, esforzando su habilidad para estudiar y analizar las evaluaciones de impacto ambiental y definir los planes de manejo ambientales a ser implementados por los portadores de las licencias. La CNE proveerá el apoyo complementario financiero mediante el Préstamo TA como también de otras fuentes.

5. EL PRESTAMO PROPUESTO Objetivos de Programa y la Distribución del Préstamo 101. Lo siguiente es una descripción de los prestamos visualizados para apoyar las reformas en el sector energético de la República Dominicana, con el énfasis en la primera préstamo propuesto. La sección cubre: (a) el programa de su totalidad y sus objetivos, (b) las condiciones y las acciones para el primer préstamo propuesto, (c) los gatillos propuestos para el segundo préstamo para el sector, (d) la relación del préstamo a otras actividades del Banco en el país, y (e) la indicación ambiental, beneficios y riesgos. Los Objetivos de Programa de la Asistencia del Banco en el Sector Energético. 102. El Programa del Sector Energético hará: (i) proveer apoyo a la estrategia del Gobierno para la recuperación del sector energético, y (ii) asistir el Gobierno en completar las reformas de segunda generación en el sector. Los objetivos a largo plazo son para:

a. Mejorar la calidad del servicio, especialmente mediante la reducción de los amplios apagones de los años recientes;

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b. Establecer las condiciones que permitirían la sostenibilidad financiero de todas las

compañías eficientemente operadas en el sector; y c. Incrementando el porcentaje de la población con acceso a electricidad.

103. En la Carta de la Política de Desarrollo (Anexo 1), el Gobierno ha reafirmado su objetivo total de proveer el servicio de electricidad eficiente, confiable, universal y sostenible a sus ciudadanos. Lograría esto mediante un mercado competitivo de electricidad con la participación privado y un sistema de regulación autónomo, transparente y consistente, incluyendo las obligaciones e incentivos claros para el acceso universal a la electricidad. La visión de este sector ha sido bien articulado en la Ley de Electricidad de Julio del 2001, y demostrado por las reformas de primera generación que desarrollaron el sector, introduciendo la participación privada y poniendo en ejecución un marco nuevo legal e institucional. El Programa Propuesto 104. El Programa consiste de: (a) prestamos basado de dos políticas, y (b) un préstamo de inversión. Será apoyado por el préstamo TZ aprobado en el mes de Febrero del 2004. El préstamo TA provee la base para un dialogo continuo con, y el hacer más fuerte institucionalmente de, las organizaciones responsables para la implementación de la agenda de la reforma. El préstamo propuesto primero basado en la política apoyará la implementación de la estrategia del Gobierno para tratar con la crisis del sector y para tomar los pasos iniciales en la implementación de las reformas de segunda generación. Es justificado por: (a) los pasos significantes y tomados para reformar el sector, y (b) la seriedad de los asuntos restantes del sector que será enfrentados. Una operación de una posible inversión en el futuro financiaría la electrificación rural y el desarrollo de la transmisión asociada. 105. El préstamo inicial basado en la política será seguido por un préstamo basado de la política subsiguiente basado en el progreso demostrable sobre la agenda de las reformas y las mejoras en el cumplimiento del sector. Dado la naturaleza compleja de larga duración de los problemas en el sector, y la historia de la falta de confianza entre el Gobierno y el sector privado, el apoyo de parte del Banco sostenido y comprensivo sí el programa va a lograr sus objetivos de largo plaza. Esta secuencia de prestamos programados tendrá el beneficio agregado de mitigar el riesgo de desbordamiento de política, por mantener un dialogo de alto nivel con el Gobierno y la presión sostenida para los resultados en el sector. El Razonamiento del Programa 106. La operación propuesto ha sido diseñada siguiendo el punto de visto de prestando progresivamente, con una secuencia de dos prestamos basado en policita y un préstamo de inversión. Aunque la experiencia del Banco con operaciones de multi-fases no ha sido muy buena, el primer préstamo basado en política está propuesto a ser una operación de tres fases in lugar de una operación de una fase que es más típico del enfoque programático. El uso del punto de visto de múltiple fases es justificado por la necesidad a enfocar en la primera operación sobre logrando los resultados muy tangibles, i.e., mejorando el Índice de Recuperación de los Cobros, que permitiría

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el sector a mover hacia la sostenebilidad financiero. La obtención de los niveles intermedio CRI requeriría el apoyo rápido e asegurado por el Gobierno para mantener un nivel adecuado del abastecimiento energético y proveer los incentivos adecuados a las compañías de distribución, Una vez que los niveles del CRI sostenibles son logrados, la próxima operación tomará una forma demora más típico programático e enfocara en mejorar la calidad y cobertura del sistema como también como logros adicionales de eficiencia. El escoger una operación de multi fase también reduciría los costos altos de transacción involucrados en preparar operaciones idénticas con el mismo objetivo de base. La Distribución de Primer Préstamo Programático 107. El primer Préstamo programático sería desembolsado en tres fases de US $50 millones. Proveía apoyo durante el periodo de transición hacia la recuperación financiero del sector para reestablecer el servicio regular de electricidad, y restaurar la confianza entre los inversionistas. Las condiciones para las fases reflejan estos objetivos. (Ver Anexo 2 – Matrice de las Acciones de la Política). Este préstamo es propuesto a ser en fases para asegurar que los desembolsos estén inter-unidos para lograr los resultados tangibles en el cumplimiento del sector, especialmente en mejorar el Índice de Recuperación del Efectivo (CRI). 108. La Primer Fase (proyectado para Junio, 2005). Esta primera fase de US $50 millones (menos los honorarios de la parte delantera) estaría condicionada al:

• El mantenimiento de un marco satisfactorio macro-económico como evidenciado como ejemplo por la implementación exitosa del programa de estabilización económico del Gobierno apoyada inter alia por el Arreglo de Stand-by;

• Los planes para la recuperación financiera del sector aprobado y la implementación iniciada, incluyendo: ° Los planes de las EDEs para reducir las perdidas y mejorar los cobros

mientras controlando los costos; ° La CRI de las tres EDEs combinadas (cumulativos sobre seis meses)

incrementando desde el 45 por ciento en Agosto del 2004 a 50 por ciento. ° Un acuerdo viable e obligatorio entre el Gobierno y 1 de los 18 operadores a

anotar los atrasos en el sector de electricidad, itinerario de pago de interés, y proveyendo para un moratorio del repago de la deuda para un año;

° El Gobierno se ha mantenido al día en sus facturaciones de electricidad; ° El Gobierno ha transferido los fondos del presupuesto vía la CDEEE a las EDEs, de acuerdo con el Plan de Recuperación del Sector Energético; ° La creación de un Comité de Recuperación del Sector Energético para velar

la implementación del plan de recuperación fíanaciera, y la designación de su Coordinador;

° Lanzamiento de una campaña de comunicaciones para crear el apoyo para el plan de recuperación;

° Revisión y la implementación de una fórmula para el ajuste automático de las tarifas al detalle para las variaciones en la taza de cambio, los precios de los combustibles y la inflación; y

° La formulación de un plan de contingencia en caso que el cumplimiento de las EDEs nacionalizadas no mejora significadamente.

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Estas condiciones han sido todas satisfacías. 109. La Segunda Fase Flotante (proyectada para Noviembre, 2005). La fase segunda de US $50 millones será desembolsada sujeto al cumplimiento de Gobierno sobre:

• Mantenimiento de un marco satisfactorio macroeconómico como evidenciado como ejemplo por la implementación exitosa del programa de estabilización económico del Gobierno apoyado inter alia por los Arreglos de Stand-by;

• La implementación además de los planes para la recuperación financiera del sector energético, incluyendo; ° Incrementando de la CRI de las tres EDEs combinados (cumulativos sobre seis

meses) al 55 por ciento, como confirmado mediante una auditoria independiente;

° El Gobierno se mantiene al día son sus recibos de electricidad; ° El Gobierno hay transferido los fondos presupuestados por vía de la CDEEE a

las EDEs, como confirmado mediante una auditoria independiente, de acuerdo con el Plan de Recuperación del Sector Energético;

° La aplicación continuada de la formula de ajustes de la tarifa revisada; • La firma de un Memorando de Entendimiento entre la CNE y el SEMA para

implementar los procedimientos modernizados para la expedición de las licencias ambientales y su seguimiento; y

• La creación de las compañías de hidro-generación y transmisión, que tienen su propio capital, estatutos y personalidades legales desde la CDE.

110. Tercera Fase Flotante (proyectado en Abril, 2006). La tercera fase de US $50 millones será desembolsada sujeta a los antecedentes de cumplimiento de parte del Gobierno sobre:

• Mantenimiento de un marco satisfactorio macro-económico cono evidenciado como ejemplo por la implementación exitosa del programa de estabilización económico apoyada inter alia por los Arreglos Stand-by;

• La implementación además de los planes para la recuperación del sector energético, incluyendo: ° Incremento del CRI para las tres EDEs combinadas (cumulativo sobre seis

meses) al 60 por ciento, como confirmado por una auditoria independiente; ° El Gobierno se ha mantenido al día con sus facturas de electricidad; ° El Gobierno hay transferido los fondos presupuestados por vía de la CDEEE a

las EDEs, como confirmado mediante una auditoria independiente, de acuerdo con el Plan de Recuperación del Sector Energético;

° La aplicación continuada de la formula de ajustes de la tarifa revisada; y ° Selección de una opción para la participación del sector privado en la

distribución.

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Monitoreo y la Evaluación 111. El cumplimiento operacional y financiero de las compañías de distribución será continuamente monteado por el Comité de Recuperación del Sector Eléctrico, con el apoyo de su Unidad de Monitoreo, incluyendo consultores financiado inicialmente por los donantes bilaterales y por el Préstamo TA. En adición, una auditoria independiente será llevada a cabo de la transferencia de los fondos presupuestados acordados a la CDEEE y las EDEs y los logros de las metas de la CRI. El flujo de los fondos y una descripción corta de los auditores están presentado en el Anexo 7, Cuanto la estabilidad financiera es logrado y el Comité disuelto, la CNE reasumirá su papel como la agencia principal en cargado de la política energética. Los Gatillos para la Política de Mas Asistencia de Desarrollo 112. Un segundo préstamo basado en la política dependerá en el logro de gatillos específicos, particularmente:

• mantenimiento de un marco macroeconómico satisfactorio; • implementación de un acuerdo entre el Gobierno y el sector privado para resolver

atrasos, incluyendo resolver de todas las deudas no pagadas del Gobierno al sector energético;

• más incrementos en el Índice de Recuperación de Efectivo a las tres EDEs combinadas al 65 por ciento (cumulativo sobre seis meses);

• implementación inicial de recomendaciones del estudio sobre el rediseño de la PRA;

• asignación de las acciones de la CDEEE de las compañías de generación y distribución a la FONPER y la evaluación de la transferencia de las acciones de la CDEEE de transmisión y el hidro hacia la FONPER, incluyendo su viabilidad legal; y

• iniciar la implementación de la opción selectiva para la participación del sector privado en la distribución.

113. El segundo préstamo basado en la política tomaría la mira a completar la recuperación fía naciera del sector, y hará frente a las reformas de la segunda generación que han necesariamente sido puesto en las hornillas traseras durante la presente crisis. Estas reformas incluirían:

• rediseñar la PARA para asegurar que el subsidio, es financieramente sostenible, transparente, y bien dirigida a los clientes pobres, y crea los incentivos correctos para ambos los clientes y las compañías de distribución.

• Atraer la participación del sector privado en la EdeNorte y la EdeSur, mediante los contratos de gerencia u otros arreglos para asegurar la sostenibilidad de las ganancias de eficiencia durante el periodo inicial;

• Reformando el marco regulador y legal, después de las consultas apropiadas y las gestiones para calificar los papeles y las responsabilidades de las diferentes agencias en el sector, y modificar los impedimentos legales para el funcionamiento adecuada de los mercados de electricidad;

• Hacer más fuerte la SIE y la CNE, para mejorar su disponibilidad para llevar a cabo sus mandatos;

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• Incrementando la competencia en el mercado al por mayor para bajas los costos y mejorar los servicios a los clientes, basado en las recomendaciones de un estudio que prono será iniciado;

• Establecer las compañías de transmisión y del hidro como empresas eficientes que son propiedad estatal independientes;

• Gradualmente limitando las “líneas de vida” de los subsidios cruce a los clientes residenciales utilizando considerablemente menos que el techo actual de 200kWh/mes, más de reflejo de los niveles de consumo de los hogares pobres; y

• Mejorando la implementación de las regulaciones del medio ambiente.

Relación a Otras Actividades del Grupo del Banco 114. El Banco Mundial ha tenido un dialogo de política sobre el sector energético Dominicano por mucho tiempo, aún que no ha habido ningún préstamo formal desde el último préstamo para apoyar las operaciones de la CDE en el año del 1988. En el año del 1999, el Banco inicia a negociar un Préstamo de Desarrollo del Mercado Energético, para apoyar el mejoramiento institucional del mercado y las instituciones reguladoras después de la privatización, y para financiar las inversiones en la transmisión. Sin embargo, después que la administración cambio en el año del 2000, las dos partes fallaron a llegar a un acuerdo sobre las medidas para asegurar la sostenibilidad financiero en el sector, y sobre el contenido de la Ley de Electricidad propuesta. El final del año del 2003, el Banco preparó una operación basada en la política conjuntamente con el préstamo TA. Mientras que el último fue aprobado en Febrero del año del 2004, el descarrilamiento del programa macro apoyado por el IMF pospuso el procesamiento de esa operación. Ahora, después de las acciones citadas en breve arriba, con el compromiso demostrado de parte del Gobierno a una segunda generación de reformas, y dado el daño que la crisis en el sector continua a causar para la economía en su totalidad, el Banco ha decidido que el tiempo está correcto para un compromiso de un préstamo significante. 115. El IFC tiene una inversión en el sector de electricidad aprobada en el año del 1994, en la Sociedad Limitada de la Cogeneración de Smith-Enron (SECLP), que es dueña e opera la planta montada en una barcaza de 170 MW ciclo combinada de energía en Puerto Plata en la costa norte. La SECLP es los dueños del 85 por ciento por Nerón y el 15 por ciento por Smith Cogeneración. La electricidad producido por la planta es vendida exclusivamente a la CDE bajo un PPA de 19 años. El PPA fue negociado en el 2001/02 para corregir los des-balances que la CDE considera existían en el contrato original. Los problemas técnicos que han causado que la planta no sea confiable han sido arreglados y la CDE ya no se queja que está pagando por energía no confiable. Los problemas de pago de la CDE y asuntos del sector que existen desde el mismo inicio de la transacción continúan sin embargo. La IFC está considerando una nueva inversión en un proyecto de energía eólico de 15 MW para una red aislada cerca de Punta Cana, vendiendo a clientes privados en el área de la concesión. 116. El portafolio de garantía de la MIGA en la República Dominicana fue entre las diez más grandes por un número de años, debido a asuntos de cobertura significantes en el sector energético. Con la terminación de los contractos de la Unión Fenosa en el 2003 (después de la recompra de parte del Gobierno de la EdeNorte y la EdeSur) El portafolio de la MIGA en la República Dominicana se redujo substancialmente, aunque la exposición total es todavía US $80 millones, de los cuales el 64 por ciento está en el sector energético. La cobertura más grande actual existente es

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para las inversiones de generación den energía de El Paso Corporación, aprobado en el 2000. Atrasos significantes han ocurridos en los pagos debidos a El Paso por la EdeNorte y la EdeSur. La MIGA ha estado activamente involucrado en los esfuerzos sobre los últimos años para tratar con estos atrasos e otros problemas que han surgido con relación a las inversiones de El Paso. 117. El Banco Interamericano de Desarrollo ha sido un participante activo en el sector energético, principalmente por su brazo del sector privado, que aprobó una garantía de préstamo a Cogentrix para una planta de 300MW y un préstamo a la Unión Fenosa para mejorar la distribución de la electricidad. El último fue prepagado cuando el Gobierno re-compró las compañías de distribución. El BID también ha apoyado el proceso de la privatización mediante otorgando los fondos del Fondo de Inversiones Multilateral, y previendo apoyo a la agencia reguladora. El Banco y el BID están coordinando de cerca su asistencia al sector, y las acciones apoyada por el préstamo propuesto esta en consistencia con, y complementario a, esas apoyada por el BID. Efectividad, Desembolsos e Auditoria 118. El desembolso del Préstamo estaría realizado bajo procedimientos simplificados. El Prestatario abriría un Cuenta de Depósitos en Dólares de los Estados Unidos en el Banco Central. A la efectividad, el Prestatario sometía una solicitud de desembolso simplificado en contra de la cual el Banco desembolsaría la primera fase hacia la Cuenta de Deposito. Sí los recursos del préstamo son utilizados para propósitos no elegibles, el Banco requerirá que el Prestatario aún a: (a) deposite hacia la Cuenta de Deposito un monto igual al monto del pago ilegible, o (b) devolver el monto directamente hacia el Banco, en cuyo caso el Banco cancelará un monto equivalente del préstamo. El Banco puede requerir auditorias de la cuenta al cual los recursos del préstamo han sido desembolsados. Medio Ambiente 119. El proyecto no tiene impactos directos adversos ambientales o sociales, debido a que enfoca sobre la recuperación financiera del sector energético y sobre la estabilización de los niveles del suministro de energía. El préstamo no es utilizado para inversiones u otros gastos presupuéstales in el sector energético o cualquier otro sector. Debido a que la operación es un Préstamo de Ajuste Sectorial, OP4.01 aplica y una calificación “C” por lo cual ha sido asignado. Las operaciones subsiguientes basado en lo política serán cubiertas por el OP8.60 y no requerirá clasificación de categoría. 120. No obstante, el Banco y el Gobierno proponen a tomar un punto de vista pro-activo hacia los asuntos ambientales y sociales. Las herramientas de planificación ambientales y sociales y las responsabilidades institucionales serán revistadas y puestos al día como sean necesarias. El programa del Banco, fue también incluye el Préstamo TA del año pasado, ofrece una oportunidad para re-esforzar el marco general ambos para los asuntos del manejo del ambiente y los sociales en el sector energético aplicables a actividades bajo esta operación por sí, salvaguardo los asuntos será tratados desde por adentro el proceso de reforma cubierta por el programa, debido a que esto representa una oportunidad para hacer más fuerte los asuntos de modernizar del ambiente y los sociales en las operaciones de futuro del sector energético.

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121. Para mejorar la entrega de los servicios ambientales provistos por la SEMA hacia el sector energético, un Memorando de Entendimiento entre la CNE y La SEMA será finalizado como una condición de la segunda fase, para apoyar las actividades siguientes:

• Una evaluación Ambiental Estratégico: La CNE llevará a cabo una evaluación ambiental para modernizar las consideraciones ambientales hacia la planificación, política y el dialogo de la regulación de mediano y largo plazo del sector enérgico. Bajo el liderazgo de la CNE y la cooperación continuo dela SEMA, una evaluación ambiental estratégico de alta participación del sector energético será ejecutada.

• Auditoria Ambiental: para mejorar la efectividad de ejecución de la SEMA. La implementación de auditorias ambientales incluirá cambios en los procedimientos y manuales. Los sistemas M&E también serán desarrollados.

• Programa de acreditación de Laboratorios: La CNE y la SEMA seleccionarán una prueba clave de laboratorio que debe de recibir la acreditación internacional para mejorar la calidad de las muestras del medio ambiente y la certeza de los procedimientos de las pruebas y los resultados.

Aspectos Sociales 122. La turbulencia y los trastornos en el sector de la electricidad están causando considerables impactos e inquietudes sociales. Dado el servicio de electricidad no confiable, los clientes están forzados a utilizar fuentes alternas y costoso de energía. Esto ha llevado a incrementos de los costos mensualmente para los clientes, como es evidenciado por el estudio recién de la Asociación Nacional de Cooperativas Eléctricas Rurales (NRECA). Este estudio incluye el impacto social de la crisis y las dedicadas de la política sobre la población especialmente los pobres. Los pequeños negocios y los hogares han experimentado dificultades proporcionalmente más grades económicas debido a que los negocios más grandes y los hogares más ricos teniendo la tendencia de tener más capital para los mecanismos alternos de sobre vivir, tales como auto-generadores. Los servicios esenciales sociales tales como las escuelas, especialmente los escuelas nocturnas que son asistidas por los grupos más pobres, y los servicios médicos son perturbados. La falta de iluminación en la noche expone a los residentes a un riesgo más alto del crimen y la violencia, especialmente las mujeres en los vecindarios urbanos congestionados y los barios pobres. 123. El Préstamo programático propuesto busca mejorar la disponibilidad de servicio de electricidad confiable, por lo cual reduciendo el monto gastado en las fuentes de energía costos y los alternos, ayudando a los negocios pequeños y los clientes mediante reduciendo los amplios apagones de los años recientes, ampliando el acceso a los servicios sociales como los hospitales y las escuelas, y mejorando la seguridad, especialmente para las mujeres. Sin embargo, los esfuerzos para lograr la reducción de la perdida y el mejoramiento en el cobro, apoyado por el Préstamo programático propuesto pueden tener algunas implicaciones sociales en el corto plazo. El proceso de reforma del sector pueda llevar a algunas dislocaciones sociales y el descontento en ciertos segmentos de la población, debido a que ejecutará el monitoreo y el cobro de las facturas. El Gobierno está bien al tanto que una cultura de no-pago de las facturas de electricidad está profundamente engranado y tendrá que se enfrentado por una multitud de medidas, incluyendo la participación de la comunidad para crear un mayor reconocimiento, comunicaciones y la buscar de los violadores más grandes, quienes son a veces los clientes grandes. Hasta ahora, la inquietud

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social ha estado asociada con los apagones amplios en lugar de los incrementos de la tarifa como también confirmado por los eventos en el 2002 que causo demostraciones públicos que costo vidas humanas. 124. En el mediano termino, los esfuerzos para re-marcar los subsidios y revisar el PRA, que será apoyada por el préstamo subsiguiente basado en la política pueda tener algunas implicaciones sociales. In una encuesta recién, muchos clientes expresaron una alta disposición a pagar par un servicio de electricidad eficiente. El re-arcar los subsidios está basado sobre la posibilidad a pagar de los clientes. Por asegurar esto, el monto total gastado en la energía se mantendrá dentro del alcance de los clientes. En el termino mediano, la PRA es esperado a ser revisado para enfocar los asuntos de la sostenibilidad y la efectividad financiero. Para este fin, el Préstamo TA incluye un estudio para proponer alternativas, que serán implementados en la operación subsiguiente. 125. El Banco y el Gobierno están trabajando conjuntamente para diseñar e implementar un Plan de Acción Social para mitigar los posibles impactos sociales. Los objetivos principales del Plan de Acción Social son para: (i) mejorar la relación entre las EDEs y los clientes; (ii) ganar apoyo para las reformas del sector energético; (iii) cambiar la actitud de los clientes hacia el uso de la energía; y (iv) ponen al tanto los clientes de sus derechos y sus responsabilidades. Este Plan estaría compuesto de los siguientes programas: (a) Programa de Comunicación; (b) Entrenamiento en Eficiencia Energético; y (c) Asistencia para Mejorar el Uso de la Energía. Estos programas diseñarían estrategias especificas y desarrollarán varias actividades para responder a las diferentes necesidades y características de los usuarios basado en el tamaño (pequeño, mediano y grande), localización (rural y urbano) y tipo (industrial, comercial y residencial). El Banco y el Gobierno han acordado en contratar especialistas sociales para trabajar en el diseño y la implementación del Plan de Acción Social. Este grupo inicial estará coordinado por un especialista social en la CNE e incluye tres especialistas sociales, uno contratado porcada EDE. Las actividades bajo el Plan de Acción Social serán financiadas mediante el Préstamo TA. Beneficios 126. El beneficio primario de este préstamo será a regularizar el abastecimiento de energía, así contribuyendo a la estabilidad social e económica en la República Dominicana y previendo un colapso del sector energético y reduciendo los apagones de energía a grande escala causados por el grande déficit financiero del sector. 127. El programa apoyará mejorando la recuperación del efectivo en el sector, indispensable para la sostenibilidad financiero. Conjuntamente con poder la meta más efectivo de los subsidios de electricidad, esto tendría la tendencia a reducir el déficit fiscal. 128. En el mediano plazo, bajando los costos operacionales y la recuperación más alto de los pagos tendría a reducir los precios y por lo cual promover la expansión del servicio de electricidad pagadero para los pobres urbanos y rurales. 129. El programa apoyaría el crecimiento económico, mediante rectificando los problemas de servicio que continua a afectar el sector energético. Los negocios privados incurren costos significantes para bregar con los largos apagones de los años recientes. En una encuesta, las tres cuartas partes de las empresas encuestadas citaron la electricidad como el factor mayor afectando

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las decisiones de inversión en la República Dominicana. Los negocios pequeños también beneficiarán de los niveles mejorados del abastecimiento por reduciendo el costo de la energía alterna para bregar con los apagones. 130. El programa ayudaría a los pobres mediante reduciendo los apagones, que imponen un alto costo en términos de energía alterna, ampliando acceso a los servicios sociales como los hospitales y las escuelas, mejorando la seguridad, especialmente para las mujeres y promoviendo el acceso universal a un servicio de electricidad pagadero. Sin embargo, estos beneficios pueden ser reducido por el descontento social causado por la ejecución de la mediación y el cobro de las facturas ente ciertos segmentos de la población. 131. El programa enfrentaría asuntos de la sostenibilidad a largo plazo y el uso optimo de los recursos naturales, y minimizará los impactos adversos ambientales y sociales de la expansión del sector energético. 132. El resolver la crisis del sector energético y la ejecución de las obligaciones contractuales existentes y los derechos de propiedad de los inversionistas internacionales en el sector energético daría una señal renovada y claramente positivo acerca del clima para la inversión extranjera. Los atrasos sumándose y los conflictos contractuales en el sector han generado preocupación considerable en la comunidad de inversiones internacionales. Riesgos y Mitigando los Riesgos 133. Riesgos Macroeconómicos. Recuperándose de la crisis del 2003-04 requiere un programa disciplinado económico. El Gobierno ha entrado hacia un Arreglo Stand-by con el IMF y ha anunciado varias medidas de estabilización monetarias y fiscales como también acciones para mejorar la supervisión y la regulación del sistema financiero. Hay un riesgo de resbalar y retrasos en la implementación de las reformas acordadas. Esto incluye: (a) la inhabilidad a sobre pasar los niveles de la alta inflación de los últimos meses, sin el cual sería difícil a reducir las tazas de los intereses e impulsar el crecimiento; (b) el riesgo de la vulnerabilidad fiscal que podría traducirse hacia grandes déficites fiscales, por lo cual poniendo en riesgo el programa de estabilización; (c) el riesgo de vulnerabilidad del sector financiero sí las medidas acordadas para controlar las normas bancarias para evitar una repetición del fallo de Baninter no es puesto en su lugar. Más problemas en el sector bancario entorpecerían el retorno del flujo de capital y la FDI al país. El país está vulnerable p choques externos debido a la alta participación de divisas (sobre el 70 por ciento) en la deuda pública, la grande participación de divisas denominados depósitos y prestamos en los bancos domésticos (26 y 35 por ciento respectivamente a Junio, 2003) y la dependencia de la economía en los mercados externos, que pueda incrementar el costo de la generación de electricidad y debilitar la posibilidad de los clientes a pagar sus facturas de electricidad. Más choques macroeconómicos puedan también complicar la implementación de las reformas propuestas del sector energético, particularmente en el mediano termino. En adición, la inhabilidad para mejorar la sostenibilidad financiero del sector de electricidad pondría en juego los esfuerzos de parte del Gobierno para restaurar la estabilidad macroeconómica y reasumir el crecimiento económico, que haría en lugar poner más presión sobre el sector de electricidad. 134. El desembolso de la segunda y tercera fase y cualesquiera préstamos seguidos al sector estaría condicionado al mantenimiento de un marco satisfactorio macroeconómico como

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evidenciado por ejemplo por la implementación exitosa del programa de estabilización económico del Gobierno apoyado inter alia por el Arreglo Stand-by. El Préstamo TA del Sector Financiero aprobado por el Banco en el 2004, apoyaría los esfuerzos a mediano termino del Gobierno para mejorar la capacidad supervisor y regulador en el sector financiero. 135. La erosión del apoyo Gubernamental y público para el programa de reforma: El historial del Gobierno particularmente la Administración previa, en consistentemente implementando reformas en el sector energético es pobre. La no poder predecir de las acciones de parte del Gobierno, como en el caso de la compra de la participación de Unión Fenosa en las compañías de distribución, no pueden ser completamente descontado en el futuro, especialmente en la cara de la di satisfacción del público con el cumplimiento del sector. Varias medidas deben mitigar estos riesgos. El Comité de Recuperación del Sector Energético compuesto de la CNE, la SIE, la CDEEE, el Ministerio de Finanzas y las compañías de transmisión, distribución y generación, con el Presidente como el Presidente, apoyado por el Coordinador y un grupo de consultores, debe de proveer dirección consistente de alto nivel de política. La asociación con las agencias principales donantes en el país, incluyendo el IMF, el BID y la USAID debe de asegurar un dialogo coordinado con el Gobierno sobre los asuntos del sector energético. Una operación de tres fases está diseñada para asegurar que los desembolsos estén basado en la implementación continuado del programa de reforma. Finalmente, la mejoría del servicio debe de resultar de la recuperación financiero del sector será critico para construir el apoyo popular para las reformas. 136. La debilidad continua de las instituciones reguladoras y de hacer la política. Otro riesgo mayor es que las instituciones claves del sector regulador y de hacer la política, la SIE y la CNE, continuarían de faltar la capacidad para asegurar eficiencia y confiabilidad para el sector de electricidad basado de la competencia, no amarrado como vislumbrado por la Ley de Electricidad del 2001. La construcción institucional es un proceso lento y la República Dominicana tiene una experiencia muy limitado con los mercados de la infraestructura competitivas y las instituciones reguladoras independientes. Este riesgo sería mitigado por medidas de mejorar institucionalmente del Préstamo TA existente, que tocaría la experiencia de otros países en América Latina y del Caribe. 137. La resistencia continua del público a pagar las facturas. La República Dominicana ha tenido tradicionalmente una cultura de no pago de las facturas de electricidad, y con la re-ocurrencia de los apagones y los ingresos reales per capita declinando en el 2003-04, el progreso del año previo en el cobro fue rápidamente reversado. Esto puede ser mitigado mediante mejorando el servicio, mejor protección de los derechos del cliente, adopción de la tecnología apropiada para prevenir el robo, y acceso a las conexiones legales de electricidad. También, el Préstamo TA incluye ana evaluación social de incidencia sobre las tarifas, e apoyará los programas basados en la comunidad a re-esforzar el mensaje que la reforma exitosa en el sector requiere todos los actores, incluyendo los clientes, para hacer su papel. A este fin, una campaña de comunicación por parte del Gobierno y las EDEs ya ha sido iniciada, que hace hinca pie a la unión entre los pagos de las facturas y mejor servicio. Finalmente, el enfoque inicial sobre el fraude por los usuarios grandes debe de ambos permitir el progreso rápido inicial sobre la recuperación de la caja y ayudar a convencer los usuarios más pequeños que ellos no están siendo enfocados injustificadamente.

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138. La Gobernabilidad débil y la corrupción. Como indicado por una Encuesta de Transparencia Internacional, la corrupción se mantiene amplia en la República Dominicana. El Presidente Fernández ha lanzado una iniciativa anti-corrupción y está trabajando con ambos la USAID y el Banco Mundial para diseñar e implementar el programa. Asegurando mejoras fundamentales en la gobernabilidad y la transparencia dependerá en la implementación efectivamente y el deseo político, sin embargo, y requiere un monitoreo de cerca. El programa conjunto anti-fraude del Gobierno / EDE (PAEF) también apoya un programa de acciones para reducir el fraude de electricidad. 139. El fallo a mejorar el cumplimiento de las EDEs nacionalizadas. Los esfuerzos de reducción de los costos y la recuperación del pago no pueden ser sostenidos por las EDEs nacionalizadas, debido a la falta de incentivos o interferencia política. La reunificación del sector privado sobre el mediano término, probablemente mediante un contrato de gerencia, podría mitigar el riesgo. Un plan de contingencia para una entrada más temprano de la gerencia del sector privado ha sido diseñado en caso del cumplimiento particularmente pobre. 140. La debilidad continua en la red de transmisión puede socavar los esfuerzos para mejorar la calidad de servicio. El Banco considerará entonces un préstamo de inversión para la red de transmisión, una vez que el préstamo propuesto basado en la política ha indicado progreso considerable y el Gobierno ha creado una compañía de transmisión independiente. 141. Evaluación total. En sumario, no todos de los riesgos mayores pueden ser totalmente mitigados, dejando riesgos considerables al éxito a largo plazo de esta operación. Estos riesgos se hicieron aún más agudo con la crisis económica después del colapso de Baninter. Sin embargo, los problemas de este sector son endémicos, y resolviéndolos es critico a la recuperación y la competitividad de la economía. El colapso del sector de electricidad también pondría un riesgo inmediato a la estabilidad económico y social, como confirmado por los apagones del pasado que causaron demostraciones públicos tomando vidas humanas. A pesar de los riesgos, creemos que el Banco debe de apoyar los esfuerzos del Gobierno para estabilizar y reformar el sector. Este proceso tomará tiempo, y estamos concientes que los esfuerzos iniciales están enfocados más en la estabilización que en las reformas a largo plazo. El Informe de Progreso de la CAS del 2004 y la nueva preparación de la CAS detallan un compromiso a largo plazo del Banco a las reformas del sector, y el cumplimiento del criterio del sector de electricidad será los gatillos para el apoyo del Banco hacia el país.

ANEXO 1: CARTA DE LA POLÍTICA DE DEOLLO DEL SECTOR

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Papel membrete oficial del

Secretariado Técnico de la Presidencia 499 23 de marzo, 2005. Sr. James D. Wolfensohn Presidente El Banco Mundial Washington, DC USA Distinguido Sr. Wolfensohn, Esta carta sobre la política del sector enfrenta la implementación de la estrategia del Gobierno de la República Dominicana para tratar con la crisis del sector energético durante los próximos pocos años. La estrategia apoya la fase inicial de la recuperación del sector para estabilizar el abastecimiento energético y a tomar los pasos iniciales en la implementación de las reformas de la segunda generación. Un sector energético eficiente es la llave a la recuperación económico y la competitividad del país. El Gobierno cree que las políticas detalladas abajo son iniciativas importantes que requieren el apoyo del Banco por vía de un Préstamo Programático de la Reforma del Sector de Electricidad. Programa de Estabilización Macroeconómico 2. El Gobierno actual ha desarrollado e iniciado la implementación de un programa riguroso de medidas de estabilización macroeconómicas. Este programa está siendo apoyado por un Arreglo Stand-by del IMF aprobado en Enero, 2005, bajo el cual el Gobierno está comprometido a cumplir una serie de metas que reflejan el progreso sobre restaurando los balances macroeconómicos. 3. El programa de estabilización consiste de seguir las medidas principales de política: (i) ajustes fiscales que restauran el balance fiscal y reduce la cargo de la deuda; (ii) programación de la deuda, la restricción de los bonos e otras estrategias financieras para aliviar los problemas de la liquidez del sector público al corto plazo y asegurar que tomar prestado se queda a los niveles sostenibles para el mediano plazo; (iii) medidas para hacer más fuerte el sistema bancario y la regulación financiera y la supervisión, incluyendo una mejor implementación de las políticas monetarias y la administración efectiva de la estabilidad del sistema financiero; y (iv) reformar las instituciones financieras del sector público, para mejorar el diseño y la ejecución de las políticas fiscales.

4. Metas especificas relacionadas a la reducción progresiva en el déficit fiscal y el retorno del abastecimiento combinado del sector público primario igual al 1.9 por ciento del GDP en el 2005 y sobre el 3 por ciento del GDP en el 2006 y 2007. Las metas de una inflación promedio por bajo el programa de estabilización son el 8 por ciento en el 2005 y el 10 por ciento en el 2006. El Gobierno está comprometido a pagar cualesquiera atrasos externos e acumulando ningunos atrasos externos adicionales durante el periodo de los Arreglos Stand-by.

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5. El Gobierno está comprometido a la implementación y manejando efectivamente este programa de estabilización de alcance macroeconómico, que será esencial para restaurar el crecimiento económico. Consistente con las metas fiscales acordado con el programa apoyado del IMF, el subsidio total a ser previsto al sector de electricidad en el 2005 es esperado a llegar al monto de US $350 millones (el 8 % del total de los gastos del gobierno central y el 1.5% del GDP) comparado a un déficit proyectado de US $650 millones ( el 2.8% del GDP) que surgiría sí ningunas medidas correctivas son tomadas. Esta reducción marcada en el déficit del sector está basada en la implementación exitosamente de la reducción de perdida y los planes de mejorar el cobro de las facturas por las compañías de distribución, y una reducción de los subsidios de cruce.

6. El programa del Gobierno para lograr el balance fiscal y mitigar la carga de la deuda es por lo cual amarado de cerca a los retos del sector energético; el fallo de lograr las mejoras de eficiencia y restaurar el financiamiento sólido y sostenible del sector energético – incluyendo la necesidad para el Gobierno cumpla sus obligaciones soberanas y los pagos a tiempo – y llenar adecuadamente las necesidades de energía del país incrementarían significadamente la presión sobre las finanzas públicas, causando el programa de estabilización macroeconómico de salir de su camino.

7. En este contexto, el Gobierno acordará con el Banco cualesquiera riesgos de contingencia o garantías directas a ser asumidas en el sector energético, incluyendo por sus agencias.

Retos del Sector Energético 8. Los objetivos del Gobierno a mediano término para la recuperación del sector energético son para mejorar la calidad del servicio, especialmente mediante la reducción de los amplios apagones; establecer las condiciones que permitirían la sostenibilidad financiero de todas las compañías eficientemente operadas en el sector; e incrementar el porcentaje de la población con acceso a la electricidad. El Gobierno tiene la intención a lograr estos objetivos mediante un mercado competitivo de electricidad con la participación privado y un sistema autónomo, transparente y sostenimiento regulado (incluyendo las obligaciones claras y los incentivos para el acceso universal a la electricidad). 9. Las reformas del sector energético de la República Dominicana fueron iniciadas en el 1998 y culminados a mediados del 2002 con la expedición de las regulaciones de apoyo de la Ley de Electricidad. Nuevos marcos legales y reguladores fueron creados, conjuntamente con nuevas instituciones para famular la política de energía y regular el sector. Un amplio programa de privatización, involucrando la generación y los bienes de la distribución, fueron también tomados. Estos cambios han tenido hasta ahora solamente un impacto limitado sobre los problemas de larga duración del robo de la electricidad y el no pago de las facturas. Además, las nuevas instituciones están todavía débiles. En adición, los factores políticos e económicos, han llevado al Gobierno a desviarse desde sus propias políticas acerca de las tarifas de electricidad. Estos factores, conjuntamente con el desarrollo adversos macroeconómicos y el crecimiento de los precios mundiales del petróleo, han llevado a una caos financiero en el sector.

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10. La nueva administración, que tomó posición en Agosto del 2004, reconoce la seriedad y la urgencia de la crisis del sector energético. Sus medidas iniciales incluyendo acordando con los generadores sobre un programa a corto plaza (hasta el final del 2005) para mantener un nivel estabilizado de la generación de la energía, buscando asistencia del Banco, el BID y la USAID para el desarrollo de una estrategia para la recuperación del sector, y creando un “Comité de Recuperación” de alto nivel, mediante un Decreto Presidencial para verificar su implementación. El Comité está encabezado por el Presidente y con el Secretario de la Presidencia como su Suplente, e incluye representantes de la Comisión Nacional de Energía, el Superintendente de Electricidad, la “Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales” – CDEEE, el Ministerio de Finanzas, las compañías de distribución, las compañías de generación, las compañías de transmisión y de hidro-electricidad, conjuntamente con el Asesor de Energía al Presidente, quien es también el Coordinador del monitoreo y el equipo de seguimiento. La nueva administración ha proveído las dos compañías de distribución que son propiedad del estado, la EdeSur y la EdeNorte, con la autonomía operacional y designado gerentes del sector privado. El Gobierno también ha iniciado un proceso amplio de consultas sobre el marco futuro legal, regulador y de política para un sector de electricidad sostenible. 11. El Presidente Fernández y su equipo de energía llevan cabo reuniones con varios accionistas para discutir los problemas y las soluciones posibles a la crisis del sector de electricidad durante el periodo de transición entre las elecciones en Mayo y la toma de posición oficial en Agosto 2004. Subsecuentemente, el equipo de energía del Gobierno amplio el proceso de consultas mediante formalmente incluyendo clientes y las organizaciones de los clientes y asegurando una comunicación de dos vías entre el publico y el Gobierno mientras preparando el plan para la recuperación del sector. Desde el pasado Septiembre, varias reuniones han sido organizadas con los donantes multilateral y bilateral, como también con representantes del sector.

Estrategia del Sector Energético La estrategia del Gobierno incluye un plan a corto plazo que implementará sobre los próximos dieciocho meses y una estrategia a mediano término a ser implementado sobre los próximos tres-cuatro años. 12. El objetivo del plan a corto plazo es para crear las condiciones necesarias para lograr la recuperación financiera del sector. El plan a corto plazo, dirigido por un Comité de Recuperación, consiste de: (a) manejo del racionamiento de la energía, (b) incrementando el índice de recuperación de los cobros, mediante reducción de perdidas y mejoramiento de los cobros, (c) controlando los costos de operación de la EdeNorte y la EdeSur, (d) re-marcando los subsidios, (e) revisando la formula de ajuste de la tarifa, (f) negociando un arreglo de los atrasos que inician con un moratorio de un año sobre los re-pagos de las deudas, (g) lanzando una campaña de comunicación para crear apoyo para el plan de recuperación y (h) la evaluación de opiniones para el sector privado participando en la distribución. 13. El Gobierno ha tomado acciones para manejar el racionamiento de la energía, mientras que la producción actual es de un 75-80 por ciento de la demanda estimada. Esto siendo echo primariamente mediante limitando el número de horas de energía que es suplido a varios circuitos, basado en la punto al cual los usuarios no están pagando para todas la energía

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previsto, para así bajar las perdidas financieras del sector. Los circuitos con perdidas mínimas recibirán energía las 24 horas / día, mientras esos con perdidas más grandes recibirán la electricidad por un periodo de tiempo más corto.

14. El Gobierno ha llegado a un acuerdo con la EdeSur, la EdeNorte y la EdeEste sobre los planes para sobrepasar la crisis financiero mediante mejorando el Índice de Recuperación de los Cobros (CRI y los costos contenidos. El Plan es esperado a mejorar el CRI de las tres compañías de distribución combinadas (cumulativos sobre los seis meses pasados) desde un 45 en el 2004 a un 60 en el 2005, y eventualmente hasta un 65 por ciento para ayudar lograr la igualdad financiera. El plan está basado sobre primero mejorando los cobros de los clientes grandes y las agencias del gobierno. El Gobierno ha acordado de mantenerse al día en sus pagos de las facturas de electricidad y, al este efecto, firmó un Acuerdo con las compañías de distribución para la reconciliación y los pagos atrasos de las agencias públicas llamadas “no-cobrables” (estas son agencias tales como los tanques de agua y las instalaciones de ejercito, que por su importancia social y de seguridad, no pueden ser desconectados legalmente). Los cambio de las regulaciones hechos por la Oficina del Superintendente de Electricidad facilitarán el mejoramiento del cobro y la campaña en contra del robo. En este sentido, el Gobierno apoyará los esfuerzos legalmente y políticamente por las compañías de distribución para cortar la energía a los clientes (incluyendo las agencias del Gobierno) culpables de fraude o en defecto en sus pagos y la “Oficina de Protección para los Cliente de Energía”-PROTECOM revisarán sus políticas y los procedimientos para asegurar que ellos no están impidiendo cualesquiera incrementos en el CRI. En adición, una evaluación independiente de los logros en términos del Índice de Recuperación de los Cobros será llevada a cabo. Esta evaluación también incluirá una revisión de los aspectos específicos del CRI, como ejemplo la facturación y los cobros de los grandes clientes. 15. En el 2005, el Gobierno proveerá los recursos del presupuesto de alrededor de US $350 millones al sector energético. Tal contribución será realizada en contra de los atrasos de las compañías de distribución primero y entonces como una contribución directa de capital. Estos recursos del presupuesto incluyen inversiones de capital para las compañías de distribución (alrededor de unos US $70 millones) requeridos para modernizar los equipos, tales como la protección de las cajas de los medidores, para evitar el robo repetido y por lo cual sostener la recuperación del cobro recuperado logrado por vía de la campaña en contra del robo y el cobro de las facturas.

16. El Comité de Recuperación ha revisado en detalle los planes para las compañías de distribución para la reducción de las perdidas y el mejoramiento de los cobros. Estas compañías ahora están implementando estos planes mediante enfocando en los clientes más grandes primero, como esto resultaría en un rápido y significante pago, como también como teniendo un efecto de una demostración importante por todo el país. Los planes incluyen dando seguimiento una comunicación de dos vías con los clientes en la área pobres para enfatizar las uniones entre el pago de las facturas de electricidad y previendo del servicio adecuado. Estos procedimientos de participación permitirán las compañías de distribución a escuchar a las necesidades y las soluciones propuestas por los clientes y construir los programas para el beneficio mutuo.

17. Los costos de operación de las compañías de distribución de la EdeSur y la EdeNorte crecieron alarmadamente después de la nacionalización y durante el periodo de tiempo llegando a las elecciones, además socavando su sostenibilidad financiera. Estos costos han empezado a

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bajar, y requieren a ser monitoreado cuidadosamente. El Comité de Recuperación con el apoyo del equipo de seguimiento y los consultores los monitorearán cuidadosamente.

18. El Gobierno ha acordado a mantener una tarifa viable financieramente con los subsidios marcados para proteger los clientes pobres, y una formula de indexación de la tarifa para manejar la inflación, los precios de los combustibles y las fluctuaciones de las divisas. Los subsidios serán limitados a clientes residenciales utilizando hasta 200kWh/mes. Con el nivel actual alto de las tarifas sin embargo, el Gobierno ha decido a implementar una reembarcación gradual, comenzando con la eliminación completa del subsidio a los clientes residenciales utilizando entre 301 a 1000 kWh por mes. La Oficina del Superintendente también ha expedido una resolución para acortar el periodo de aplicar del pase por la formula para variaciones de la taza de las divisas desde dos a un mes y por la variación del precio de un canasto más representativo del combustible para la generación de le energía. Un servicio de electricidad básico adecuado sobre los términos pagaderos será proveído a los pobres.

19. Un acuerdo ha sido logrado entre todas las compañías de generación y el gobierno validando y anotando los atrasos en el sistema. Un moratorio de un año sobre los pagos de las deudas, con el entendimiento que la deuda no crecerá más, ha sido firmado entre el Gobierno y las compañías de generación. Esto permitirá tiempo para que el Gobierno y las EDEs empiecen a acumular los recursos y buscar el financiamiento para iniciar el repago de la deuda el año siguiente. Un acuerdo también ha sido firmado entre la EdeEste, la CDEEE y el Gobierno para la validación de los atrasos y sus re-pagos. Esta deuda será significadamente reducido a lo largo del año del 2005.

20. Una estrategia de comunicación de dos vías está siendo implementado por las compañías de distribución y la oficina del Presidente para lanzar una campaña de los medios sobre el plan. Con el lanzamiento oficial del plan de recuperación del sector recientemente anunciado, otra serie de talleres tomarán lugar con los clientes para asegurar su participación y presentar los detalles del programa y compartir con ellos en su implementación. Esto será un esfuerzo coordinado del Gobierno, la CNE, la SIE y las EDEs, enfatizando la desigualdad de los clientes cumpliendo con la ley teniendo que pagar por el robo y el no pagó de las facturas de electricidad por otros, a veces los grandes clientes, y la unión entre el pago de las facturas y la restauración del un servicio adecuado.

21. El Gobierno ha asumido una evaluación de varias opciones para la re-introducción del sector privado en la participación en la EdeNorte y la EdeSur. Esto incluirá un plan de contingencia para la introducción temprana de la administración del sector privado sí las compañías de cual es estado es el dueño no son capaz de implementar sus planes de negocio. La opción para la participación del sector privado en el mediano término pronto será decido por parte del Gobierno.

22. La estrategia del Gobierno incluye un plan de mediano término para enfrentar los asuntos estructurales. El plan de mediano término consiste de (a) el rediseño del Programa de Reducción de Apagones (PRA), (b) atrayendo la participación del sector privado en la EdeNorte y la EdeSur, (c) reformando el marco regulador y legal, (d) haciendo más fuerte la agencia regulador y la comisión de hacer la política, (e) incrementando la competencia en el mercado al por mayor, (f) separando las compañías de transmisión y la hidro desde la CDEEE, (g)

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reduciendo los subsidios cruce para los clientes residenciales, mediante limitándolos gradualmente a solo 200kWh/mes y entonces la reestructuración de la tarifa mediante la introducción una categoría de consumo de línea de vida más bajo que sea más un reflejo de los ingresos de los usuarios, y (h) mejorando la implementación de las regulaciones ambientales en el sector energético.

23. El Gobierno rediseñará el “Programa de Reducción de Apagones” – PRA, creado para proteger los clientes en las áreas urbanas pobres de los amplios apagones, que se han hecho insosteniblemente financieramente. La revisión será llevada a cabo para asegurar que el subsidio proveído bajo la PRA es sostenible financieramente, bien dirigido a los consumidores pobres y que crea el incentivo correcto de transparencia para ambos los clientes y las compañías de distribución. Los modos de participación del sector privado, tales como los contratos de administración o venta de la mayoría de las acciones, serán inducido en las compañías de distribución para asegurar la sostenibilidad de los alcances de eficiencia logrados durante el periodo de transición. Después de las consultas apropiadas y las gestiones, el Gobierno reformará el marco regulador y legal para clarificar mejor los papeles y las responsabilidades de las diferentes agencias en el sector, y modificar los impedimentos legales en el funcionamiento adecuado de los los mercados de electricidad. El Gobierno hará más fuerte la capacidad institucional de las agencias principales del sector, tales como la SIE y la CNE, para mejorar su habilidad para llevar a cabo sus mandatos. El Gobierno implementará las recomendaciones de un estudio, que pronto será iniciado, con la meta de explorar las opciones para ampliar los niveles de competitividad en los mercados de electricidad para lograr menos costos y los servicios mejorados. Para mejorar la gobernabilidad del sector, y esperar los papeles de los accionistas y los que hacen la política, el Gobierno tiene la intención a transferir las acciones de la CDEEE en las compañías privatizadas de generación y las tres compañías de distribución al “Fondo patrimonial” FONPER. Después de las gestiones legales, el Gobierno puede también transferir las acciones de la CDEEE de la ETED y la EGEHID a la FONPER. El Gobierno re-estructurará la estructura actual de la tarifa residencia, para remarcar los subsidios mediante la introducción un consumo de línea de vida más bajo que el presente de 200kWh por mes y mejor reflejar los noveles de consumo de los hogares pobres. 24. El Gobierno mejorará el cumplimiento y a la ejecución de la administración de medio ambiente en el sector energético. A este efecto, un Memorando de Entendimiento será firmado entre el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMA) y la Comisión Nacional de Energía (CNE), especificando a la amplitud y el programa de actividades requerido para mejorar el otorgamiento de licencias y el cumplimiento mediante la adopción de auditorias independientes de una tercera persona. Esto será seguido por una evaluación estratégico ambiental, que mira a más profundidad en todos de los asuntos importantes. Basado en eso, una estrategia ambiental para el sector será diseñado bajo el cual una nuevo línea de guía ambiental del sector será desarrollado y promulgada, consistentemente con las condiciones locales. Una unidad ambiental especializada en la CNE será creada para dirigir la coordinación de estas acciones. La CNE también crea un departamento de eficiencia de energía para coordinar el diseño, la implementación y las actividades de monitorio del programa de eficiencia de energía nacional siendo apoyada por la USAID. 25. El Gobierno entiende que el apoyo en el futuro del Banco para el sector estará basado en el progreso en restaurando y manteniendo de un marco satisfactorio macroeconómico; la

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implementación de un acuerdo para resolver los atrasos, incluyendo todas las deudas sin pagar del Gobierno al sector energético; un incremento en el Índice de Recuperación de los Cobros; iniciando la implementación de las recomendaciones de rediseño de la PRA; la asignación de las acciones de la CDEEE hacia las compañías de generación privatizadas y las EDEs hacia la FONPER; y una evaluación de las acciones transferidas de la CDEEE de la ETED y la EGEHID hacia la FONPER incluyendo su viabilidad legal.

26. El Gobierno se mantiene firmemente comprometido a su programa de reformas cono están expuestos arriba y le gustaría con beneplácito su consideración parida del Préstamo de la Reforma del Sector Energético Programático en el apoyo de las medidas que ya hemos implementadas y esas que están siendo y serán implementadas. Esperamos continuar trabajando con el Banco acerca de las reformas del sector energético y su sostenibilidad financiero.

/firmado/

ING. JUAN TEMISTOCLES MONTAS Secretario Técnico de la Presidencia

Sello de la Presidencia de la Republica, Secretariado Técnico en la pagina.

ANEXO 2 MATRICE DE LAS ACCIONES DE LA POLÍTICA

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MATRICE DE LAS ACCIONES DE LA POLÍTICA Área de Política y los Objetivos

Primer Préstamo basado en la Política Condiciones Condiciones Condiciones Previas 2da Fase 3ra Fase

Garillos para la Segunda Préstamo basado en la Política

Resultados Claves Esperados del Programa

ESTABILIDAD MACROECONÓMICA Estabilidad Macroeconómica

Mantenimiento de un marco de la macro- economía satisfactoria como evidenciada por ejemplo por la implementación exitosa del programa de estabilización económico del Gobierno apoyada inter alia por el Arreglo Stand-by

Mantenimiento de un marco de la macro- economía satisfactoria como evidenciada por ejemplo por la implementación exitosa del programa de estabilización económico del Gobierno apoyada inter alia por el Arreglo Stand-by

Mantenimiento de un marco de la macro- economía satisfactoria como evidenciada por ejemplo por la implementación exitosa del programa de estabilización económico del Gobierno apoyada inter alia por el Arreglo Stand-by

Mantenimiento de un marco de la macro- economía satisfactoria

Ambiente económico favorable.

RESTURANDO LA SOSTENIBILIDAD FINANCIERO DEL SECTOR Los pagos del Gobierno adeudados a las compañías energéticas

Un acuerdo viable e obligatorio ente el Gobierno y 15 de los 18 operadores para anotar los atrasos en el sector de la electricidad, programa de pago de los intereses, y proveer para un moratorio de un año sobre el repago de las deudas. El Gobierno se mantiene al día en sus pagos para las facturas de electricidad y ha transferido fondos hacia la CDEEE bajo las asignaciones presupuestarias para el sector energético como

El Gobierno se mantiene al día en sus pagos para las facturas de electricidad y ha transferido fondos hacia la CDEEE bajo las asignaciones

El Gobierno se mantiene al día en sus pagos para las facturas de electricidad y ha transferido fondos hacia la CDEEE bajo las asignaciones

Implementación de un acuerdo para pagar los atrasos, incluyendo el pago de las deudas del Gobierno a las utilidades de energía

El Gobierno no es ya una carga para el sector energético [los pagos puntuales de los subsidios del Gobierno montos del subsidio para los cotos de operación reducidos]

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expuesto en el Presupuesto Nacional del Prestatario y la CDEEE ha transferido dichos fondos a las compañías de distribución como está expuesto en el Plan de Acción del Sector Energético.

presupuestarias para el sector energético como expuesto en el Presupuesto Nacional del Prestatario y la CDEEE ha transferido dichos fondos a las compañías de distribución como está expuesto en el Plan de Acción del Sector Energético.

presupuestarias para el sector energético como expuesto en el Presupuesto Nacional del Prestatario y la CDEEE ha transferido dichos fondos a las compañías de distribución como está expuesto en el Plan de Acción del Sector Energético.

Sostenibilidad financiero de las EDEs

Planes para la recuperación del Sector Energético aprobado y las implementaciones iniciadas, incluyendo: Los planes de las EDEs para reducir perdidas e incrementar los cobros mientras controlando los costos Incremento del Índice de Recuperación de Cobros (calculado en la base cumulativa por seis meses) desde el nivel del 45 por ciento en Agosto al 50 por ciento

Incremento del Índice de Recuperación de Cobros (calculado en la base cumulativa por seis meses) desde el nivel del 50 por ciento al 55 por ciento

Incremento del Índice de Recuperación de Cobros (calculado en la base cumulativa por seis meses) desde el nivel del 50 por ciento al 60 por ciento

Incremento del Índice de Recuperación de Cobros (calculado en la base cumulativa por seis meses) desde el nivel del 60 por ciento al 65 por ciento

Más eficiencia y viabilidad de las EDEs, mejorando la calidad de servicio [Positivo EBITDA (Ganado antes de los intereses, deducción de impuestos y amortización), reducción en los apagones]

Racionalización de las Tarifas

Revisión e Implementación de una formula para el ajuste automático de las tarifas al detalle para las variaciones en la taza de divisas, los precios de los

Continuando la aplicación de la formula para el ajuste automático de las tarifas al detalle para las variaciones en la taza de divisas, los

Continuando la aplicación de la formula para el ajuste automático de las tarifas al detalle para las variaciones en la taza de divisas, los

Los señales de los precios económicos en su lugar y la eliminación de los subsidios no justificados [Las tarifas cubren los costos

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combustibles y la inflación

precios de los combustibles y la inflación

precios de los combustibles y la inflación

eficientemente y los subsidios marcados a los pobres]

SUPLIENDO ENERGÍA A LOS POBRES Calidad de servicio y los subsidios en las [áreas urbanas

Implementación del estudio rediseñado de la PARA las recomendaciones iniciadas

La normalización del abastecimiento a los clientes pobres, gradual transferencia a los clientes PRA para modernizar la distribución a los clientes

ASEGURANDO LA SOSTENIBILIDAD AMBIENTAL Medio ambiente

Firmando de un MoU ente la CNE y la SEMA para implementar procedimientos modernos para otorgar licencias ambientales y su seguimiento

Regulaciones ambientales son adaptadas a las condiciones locales e ejecutadas

MEJORANDO LA GOBERNABILIDAD DEL SECTOR Gobernabilidad del Sector

Formulación de un Plan de Contingencia en caso de cumplimiento de las compañías que son propiedad del Estado que no mejoran

Creación de las compañías Hidro y de Transmisión que tienen una personalidad separada de la CDEEE; capital y estatutos

Selección de una opción para el sector privado de su participación en la distribución

Iniciar implementación de la opción escogida para la participación del sector privado en la distribución Asignación de las acciones de la CDEEE de las compañías de distribución a al FONPER y la evaluación de la transferencia de las acciones de la CDEEE de Hydro y de transmisión incluyendo su viabilidad legal

Eficiencia sostenida mejorada sostenida de las compañías de distribución

Arreglos de Implementación

Creación de un Comité de Crisis

Éxito de los permisos de

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para vigilar la implementación del plan de recuperación y la designación de su Coordinador Lanzar de una campaña de comunicación para crear responsabilidad del razonamiento del plan de recuperación

recuperación del sector del Comité y la restauración del papel central de la Comisión Nacional de Energía.

ANEXO 3: RALACIONES REPÚBLICA DOMINICANA – IMF

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Preparado por el Equipo de la IMF Persona de contacto: Sr. Gay Meredith (gmeredith@inf.org, 202-623-8534) Antecedentes El programa económico apoyado por el Arreglo Stand-by (SBA) aprobado en Agosto, 2003 salió de su carril al principio del 2004, con especialmente desviaciones grandes en la política fiscal y monetaria. Estas desviaciones, conjuntamente con la confianza cayendo, llevaron a un debilitamiento del peso que, a su vez, iniciaron una calda más fiscal y la inflación creciendo. Mientras la crisis bancaria fue contenida, la agenda de reforma bancaria resbalo. En la corrida de tiempo hasta las elecciones presidenciales de Mayo del 2004, pocas medidas correctivas fueron implementadas. El debilitamiento total en la implementación del programa económico lleva a una mayor deterioración en el cumplimiento macroeconómico de la República Dominicana y al mismo tiempo, el sector de electricidad colapso. En un intento a reiniciar el programa a los principios del 2004 fue sin éxito, mientras que la política fiscal otra vez salió del carril. La elección de un nuevo Presidente llevó a un cambio en la confianza, seguido por un ajuste fuerte fiscal que se inicio poco después de la toma de posesión en Agosto. Al final del 2004, la inflación bajo rápidamente, las deudas a los acredadores oficiales habían sido liberadas, y las reservas oficiales habían empezado a recuperarse. Nuevo programa económico El Consejo Ejecutivo del IMF aprobó un SDR de 28 meses 437.8 millones (alrededor de US $655.2 millones) SBA para apoyar el programa económico del país. El programa tiene como meta a la re-establecimiento de las bases para las altas tazas de crecimiento que la República Dominicana ha gozado en los años de los 1990s mediante consolidando el progreso recién hacia la estabilización macroeconómico e introduciendo reformas estructurales para enfrentar una gama de asunto de gobernabilidad y transparencia en los sectores fiscal, monetaria, la banca y la electricidad. Los elementos claves del programa de las autoridades son: (i) más ajustes fiscales, logrando un superrabita primario para asegurar la sostenibilidad de la deuda; (ii) una estrategia de financiación balanceada para sobre pasar la demanda de liquidad externa; (iii) la reforma del marco institucional de la política fiscal para mejorar su diseño, ejecución y monitoreo; (iv) una política monetaria enfocada en traer la inflación a dígitos singulares dentro de un sistema de taza de cambio flexible; (v) hacer más fuerte el sistema financiero para establecer la intermediación financiera básico; (vi) aún hacer más fuerte del banco central y la superintendencia de bancos para mejorar la implementación de la política monetaria como también la regulación y supervisión del sistema bancaria; y (vii) un plan para mejorar la eficiencia del sector de electricidad, diseñado con la colaboración desde el Banco Mundial y el BID, para ampliar servicio y asegurar su viabilidad financiero. Una política estrecha y reformas considerables institucionales en el área fiscal son el corazón del programa. El superrabita primario previsto están diseñado para asegurar un declive de la relación de la deuda sobre el mediano termino, mejorar las perspectivas para retener la estabilidad macroeconómica y re-establecer- conjuntamente con la normalización del abastecimiento de electricidad- la base para un crecimiento fuerte que se pudo experimentar en los años de los 90s. El esfuerzo fiscal será amarrado por las reformas de política dirigida al mejoramiento aún más el diseño y la implementación de la política fiscal, como también la equidad y la eficiencia del

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sistema tributario. Una reestructuración planificada de una porción significativa de la deuda pública es una parte esencial de la estrategia financiera para el 2005-06. Las autoridades han tomados los pasos para comprometer los acrededores en el proceso de colaboración, e están procediendo tan rápido como posible para concluir la re-estructuración. Para reducir los riesgos a la política monetaria causado por un grande déficit quasi-fiscal, el banco central será re-esforzado, ambos financieramente e institucionalmente. Al mismo tiempo, reformas del sector financiero reducirán el riesgo de una re-ocurrencia de los problemas bancarios, mediante enfocando en los pasos para hacer más fuerte el marco regulador, incluyendo la adopción de contabilidad consolidado y supervisión, y asegurando que todos los bancos cumplen con la implementación de las fases de la valorización de los bienes y las normas adecuadas de capital basado en las mejores normas internacionales. La implementación decisiva del plan de electricidad es requerida para lograr las metas fiscales del programa. Para el 2005, ahorros fiscales de la reducción gradual de las perdidas del sector de electricidad son necesarios para hacer espacio para la recuperación previsto de gastos que fueron comprimidos no sostenidos en el 2004. Más aún, el hacer más fuerte de las financias públicas programadas para el 2006 se basa principalmente en los éxitos continuados del plan de la electricidad. Como una consecuencia de las políticas descritas arriba, el programa prevé una recuperación gradual de la economía, con un crecimiento real del GDP proyectado a crecer desde el 2 por ciento en el 2004 al 2.5 por ciento en el 2005 y a 4-5 por ciento por año sobre el termino medio. La inflación del final de periodo es proyectada a caer desde el 29 por ciento durante el 2004 a 11 –13 por ciento durante el 2005 y a un 8 por ciento durante el 2006. El balance NFPS mejorará desde un déficit del 2.7 por ciento del GDP en el 2004 a uno de 0.7 por ciento en el 2005, y a un superrabita de 0.7 por ciento al 2006. Conjuntamente con una reducción en el déficit quasi-fiscal del banco central, basado en la reducción proyectado en las tazas de los intereses, el balance combinado del sector público mejoraría por 5 por ciento de puntos del GDP entre el 2004 y el 2006. El excedente de la cuenta corriente externa está proyectada a caer desde 5.8 por ciento del GDP en el 2004 a 0.5 por ciento en el 2006, reflejando principalmente importaciones más altas impulsadas por la recuperación económico y el hacer más fuerte del peso, como también el impacto negativo esperado de las exportaciones de la eliminación de las cuotas de los textiles bajo el Acuerdo WTO sobre los Textiles y Ropa (ATC). Las reservas netas internacionales tienen la meta para incrementar por US $140 millones en el 2005 y por un adicional US $300 millones en el 2006. El Consejo Ejecutivo tomó nota de la intención de las autoridades para aprovecharse ellos mismos del Mecanismo de Integración del Comercio (TIM), a la luz de los posible efectos sobre la República Dominicana del final de las cuotas de los textiles bajo el ATC. Sí el impacto de la finalización de estas cuotas sea mayor que anticipadas, el factor de desviación de parte del TIM permitiría un aumento del Arreglo de Stand-by por hasta el 10 por ciento de cuota, o SDR 21.89 millones (alrededor de US $33.3 millones). Estado de Relaciones de los Fondos

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El contacto estrecho con las autoridades está siendo mantenido, incluyendo mediante las misiones de la asistencia técnica para facilitar la adopción de las políticas del programa. Una misión visitó Santo Domingo durante Marzo 14-18, para evaluar el progreso en la implementación del programa. Las discusiones para la primera revisión del programa y las consultas del Articulo IV serán llevadas a cabo en la segunda mitad de Abril, 2005.

ANEXO 4: BIBLIOGRAFÍA

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Adam Smith International (2004). “El Sector de Electricidad en la República Dominicana – In Informe a la Superintendencia de Electricidad” Santo Domingo Advanced Engineering Associates International (2003). “Análisis de la Sostenibilidad del Sector de Energía de Electricidad.” Advanced Engineering Associates International (2004). “Estrategia de Eficiencia Energética para la República Dominicana.” Advanced Engineering Associates International (2004). “Asistencia Técnica para la Implementación del Programa de Revitalización del Sector Eléctrico.” AES Dominicana (2004). “Desarrollo Sostenible del Sector Eléctrico Dominicano.” Antman, Pedro (2004). “Evaluación de los Planes de Corto Plazo para Reducción de Perdidas y Mejora del Índice de Cobranza de las Distribuidoras Eléctricas EdeNorte y EdeSur.” Antman, Pedro (2004). “Análisis de Opciones para la Participación del Sector Privado en las Gestión de las Distribuidoras Eléctricas EdeNorte y EdeSur.” Antman, Pedro (2005). “Evaluación del Avance en la Implementación de los Planes de Corto Plazo para Reducción de Pérdidas y Mejora del Índice de Cobranza en las Distribuidoras Eléctricas EdeNorte y EdeSur – Propuesta de Nuevas Acciones.” Bensión, A.: Blanlot V.; & Junguito R. (2003). “Informe del Panel Independiente de Expertos sobre la República Dominicana – El Sector de Electricidad e el impacto sobre las Finanzas Públicas-“ Blanlot Soza, Vivianne (2004). “República Dominicana Estrategia y Plan de Acción para el Sector Eléctrico.” Comité de Distribución (2004). “Informe sobre los Planes de Reducción de Perdidas y de Negocios de EdeNorte, EdeSur, y EdeEste para el año 2005” Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales. Comisión Nacional de Energía (2004). “Documentos referentes a los talleres de Consulta Reforma del Sector Eléctrico Dominicano” Distrito Nacional Comisión Nacional de Energía (2004). “Programas de Eficiencia Energética Calificaciones Públicas-Diagnostico Preliminar de Potenciales Ahorros Energéticos” Santo Domingo Comisión Nacional de Energía (2003). “Prospectiva de la Demanda de Energía Informe Final” San Carlos de Barloche. Comisión Nacional de Energía (2004). “Propuestas de Reforma del Sector Eléctrico Dominicano” Santo Domingo. Dussan, Manuel (2003). “República Dominicana Diagnostico del Sector Eléctrico y Elementos para una Estrategia del BID.”

61

Dussan, Manuel (2004). “República Dominicana Sector Eléctrico Nuevos Elemento para revisar la Estrategia del BID en el Sector.” EdeNorte & EdeSur (2002). “Estudio de Explotación de la Red de EdeSur y EdeNorte Capitulo: A.R. Barrios Carenciados Zona Norte” Santo Domingo. EdeNorte & EdeSur (2002). “Estudio de Explotación de la Red de EdeSur y EdeNorte Capitulo: A.R. Barrios Carenciados Zona Norte” Santo Domingo. EdeNorte & EdeSur (2002). “Estudio de Explotación de la Red de EdeSur y EdeNorte Capitulo: A.R. Barrios Carenciados Zona Norte” Santo Domingo. EdeNorte & EdeSur. “Memorias 2000-2004.” FTI Consulting Inc. (2004) El Sector de Electricidad Dominicana. Globeleq (2004). República Dominicana Sector Eléctrico análisis y Recomendaciones” Santo Domingo. Manzano Tagle, Ing. Jaime (2004). Control de Perdidas no Técnicas en el Cono Sur un Problema resulto? 15 año de Experiencia en el Terreno” Santo Domingo. NRECA International Ltd. (2004) “Análisis de Tarifas y Subsidios en el Sector Eléctrico de la República Dominicana.” NRECA International Ltd. (2002). “Plan Nacional de Electrificación Rural para la República Dominicana” Santo Domingo. Organismo Coordinador del Sistema Eléctrica interconectada de la República Dominicana. “Memoria Anual y Estadísticas de Operación 2003.” Rufin, Carlos. “Informe de Actividad – Reforma de la Electricidad en la República Dominicana.” Rufin, Carlos (2004). “Recomendaciones y Propuestas del Estudio de USAID” Santo Domingo. S&T Consulting S.A.(2005). “Plan de Recuperación de perdidas No Técnicas EdeEste. Informe Final.” S&T Consulting S.A.(2005). “Plan de Recuperación de perdidas No Técnicas EdeNorte. Informe Final.” S&T Consulting S.A.(2005). “Plan de Recuperación de perdidas No Técnicas EdeSur. Informe Final.” ANEXO 5: DATOS DEL SECTOR ENERGÉTICO

62

Este anexo provee datos técnicos complementarios que son referenciados en la sección IV del texto principal. Contiene:

• Información de la Demanda • Capacidad Instalada • Datos de despacho

Demanda Histórico La tabla más abajo indica la evolución de los estimados de demanda de energía durante 1990-2003. Como es notado en el texto principal, “demanda” es un mal uso como más que no, la energía y la capacidad que fueron suplidoras efectivamente reflejan las limitaciones de capacidad. Evolución de la Demanda de Energía 1990-2003 Año Max

Demanda Suplido (MW)

Déficit Pico Estimado (MW)

Demanda Estimada (MW)

Crecimiento (%)

Energía Suplida (GWh)

Déficit de Energía Estimada (GWh)

Demanda Energía Estimada (GWh)

Crecimiento (%)

1990 620 350 970 3121 2167 5288 1991 689 300 989 2.0 3457 2333 5791 9.5 1992 835 250 1085 9.7 4564 1333 5897 1.8 1993 927 180 1107 2.0 5352 833 6186 4.9 1994 969 200 1169 5.6 5653 900 6553 5.9 1995 968 325 1293 10.6 5477 1167 6644 1.4 1996 1168 210 1378 6.6 6615 917 7532 13.4 1997 1261 160 1421 3.1 7235 933 8169 8.5 1998 1363 100 1463 3.0 7693 2189 9882 21 1999 1486 180 1666 13.9 9049 1844 10893 10.2 2000 1670 130 1800 8.1 9472 1515 10987 0.86 2001 1705 213 1918 6.6 9623 1443 11066 0.72 2002 1631 312 1943 1.3 10231 1279 11510 4.01 2003 1712 222 1934 -0.5 10396 1646 12043 4.6 Fuente: Organismo Coordinador – “Programa de Operación de Mediano Plazo Noviembre 2004-Octubre 2005.

Las limitaciones del sistema aparecen claramente en las fluctuaciones amplias de las tazas de crecimiento, que simplemente reflejan incrementos en la capacidad disponible. Abastecimiento: Capacidad Efectiva La siguiente tabla indica la capacidad efectiva en el sistema, por compañía y tipo de unidad, para Diciembre, 2000 y la composición esperada en Diciembre, 2003. Indica un crecimiento de poco más de 1,000 MW, concentrado en unidades de ciclo combinado y motores de combustión basado en fuel oil. Las unidades de ciclo combinado son esperadas a correr sobre la base de gas natural hecho liquido (LNG).

Capacidad Efectiva en la República Dominicana: Diciembre 2000 y Diciembre 2003 Compañía Planta Vapor Turbina Gas Ciclo

Combinado Motores Fuel Oil

Motores Gas Oil

Hidro Total

63

00 03 00 03 00 03 00 03 00 03 00 03 00 03 Haina 230 310 144 153 0 302 374 765

Itabo 379 230 174 173 553 403

CDE 41 42 353 458 353 458

Metaldom 41 42 41 42

LAESA 75 79 75 79

Seabord 107 111 107 111

Smith Enron

170 180 170 180

CEPP 68 67 68 67

Maxon 28 30 28 30

Energy Corp Caribbean

95 91 95 91

Cayman 50 0 50 0

U Fenosa Palmara

90 107 90 107

U Fenosa La Vega

66 92 66 92

Cogentrix 0 300 0 300

Monterrio 0 100 0 100

AES Andrés

0 304 0 304

Totales 609 540 621 627 170 784 422 821 103 109 353 458 2278 3339 Fuente: Organismo Coordinador; “Estadísticas de Operación 2001” y “Programa de Operación de Mediano Plazo Julio 2003-Julio 2004 Las nuevas unidades son la mayoría motores generados por fuel oil eficiente y turbinas de ciclo combinadas. El Gas Natural hecho liquido (LNG) ha sido también introducido a las plantas de ciclo combinado de fuel. Conjuntamente con las eficiencias mejoradas, esto es esperado a bajar los costos de generación. La energía estimada no suplida, que era el 40 por ciento del total de la demanda potencial, en el 1991, cayo al 11 por ciento al 2002, mientras el déficit de energía de pico estimado cayo desde el 30 por ciento al 16 por ciento en el mismo periodo. Los estimados de la demanda para el 2003 indican un pico de alrededor de 1700 MW, mientras la capacidad efectiva llega a 3200 MW. La falta de capacidad instalada ya no es un constreñimiento. Información de Despacho Los costos marginales. La siguiente tabla resume los costos marginales para el 2002 por mes y por la hora del día. Costos Marginales Promedio (2002) – US $/MWH Enero Feb Mar Abr Mayo Junio Julio Aug Sep Oct Nov Dic

Pico 52 50 54 64 64 65 60 65 67 65 67 65 Día 44 41 47 59 58 63 58 64 65 64 67 63 Noche 44 35 43 55 62 64 58 66 63 59 66 59 Promedio 44 41 47 59 60 64 58 65 65 63 66 63

Fuente: Organismo Coordinador, Memoria Anual 2001 Despacho de Orden de Merito. La siguiente tabla ilustra el despacho de las unidades de generación, incluyendo los costos variables y la capacidad cumulativa. También indica la gran

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gama posible de variación para los costos marginales en los sistemas, que puede llegar desde US$0.0w/kWh hasta US$0.10/kWh. Despacho de Orden de Merito Febrero, 2003 Rango Nombre Tipo,

Combustible MW Disponible

Costo (US$/MWh)

Cumulativo MW

1 Hidro Hidro 346 0.0 346 2 Itabo II Vapor, Carbón 120 16.9 466 3 Barahona Carbón Vapor, Carbón 45 23.8 511 4 La Vega Diesel, Fuel

Oil 87.5 31.3 599

5 Palmara Diesel, Fuel Oil

102.5 34.8 701

6 Seabord EDM Diesel, Fuel Oil

73.5 36.5 775

7 Sultana del Este Diesel, Fuel Oil

150.3 37.6 925

8 Seabord EDN Diesel, Fuel Oil

37.3 38.9 962

9 Metaldom Diesel, Fuel Oil

31.5 40.4 994

10 CEPP-II Diesel, Fuel Oil

51 43.3 1,045

11 Manzanillo III Diesel, Fuel Oil

1.5 43.9 1,046

12 CEPP-I Diesel, Fuel Oil

16.8 44.1 1,063

13 CESPM-1 CC, Gas Oil 96.3 49.1 1,159 14 CESPM-2 CC, Gas Oil 98.5 49.1 1,258 15 CESPM-3 CC, Gas Oil 99.7 49.1 1,357 16 Smith CC, Gas Oil 180 51.9 1,537 17 Falcon 1 Vapor, Fuel

Oil 66 54.6 1,603

18 Falcon 2 Vapor, Fuel Oil

66 54.6 1,669

19 Falcon 3 Vapor, Fuel Oil

66 54.6 1,735

20 Maxon Diesel, Gas Oil 25 54.7 1,760 21 A. Barril Diesel, Gas Oil 6.5 54.8 1,767 22 Pto Plata II Vapor, Fuel

Oil 36 55.8 1,803

23 Montecristi CC, Gas Oil 8.4 56.9 1,811 24 Mitsubisi (SPM I) Vapor, Fuel

Oil 33 58.4 1,844

25 Los Mina VI Diesel, Gas Oil 105 58.5 1,949 26 Pto Plata I Vapor, Fuel

Oil 18 58.8 1,967

27 Haina IV Vapor, Fuel Oil

64 58.9 2,031

28 Dajabon Diesel, Gas Oil 3.8 60.7 2,035 29 Haina I GT, Gas Oil 45 61.3 2,080 30 La Isabela Diesel, Gas Oil 1.4 61.4 2,082 31 Haina II Vapor, Fuel

Oil 46 61.9 2,128

65

32 Haina (TG) GT, Gas Oil 0 62.5 2,128 33 Dies. Pimentel Diesel, Gas Oil 49.8 63.3 2,177 34 Manzanillo II Diesel, Gas Oil 0.8 63.7 2,178 35 S. G. de Boyá Diesel, Gas Oil 1.5 64.2 2,180 36 Yamasá Diesel, Gas Oil 3 64.2 2,183 37 Oviedo Diesel, Gas Oil 0.8 64.8 2,183 38 Itabo 1 TG GT, Gas Oil 34 68.2 2,217 39 Itabo 2 TG GT, Gas Oil 34 68.2 2,251 40 Itabo 3 TG GT, Gas Oil 34 68.2 2,285 41 Higuamo I GT, Gas Oil 34 70.3 2,319 42 Higuamo II GT, Gas Oil 34 70.3 2,353 43 Victoria I GT, Gas Oil 0 70.6 2,353 44 Barahona (TG) GT, Gas Oil 0 99.3 2,353 45 San Pedro (TG) GT, Gas Oil 25 104.3 2,378 46 Itabo I Vapor, Carbón Reparación 2,378 47 Los Mina V GT, Gas Oil Reparación 2,378 CC: ciclo combinado GT: turbina de gas – Fuente: Organismo Coordinador La siguiente pabla indica la generación adicional esperada en 2003-2005. Vista general de las nuevas plantas de generación planificadas Año Proyecto Dueño Tipo Planta Capacidad

Adicional (MW)

Combustible

2003 Itabo I re-generado y cambio de combustible

Itabo Planta Vapor 8 Carbón

2003 Cambio de combustible Los Mina V

DPP Turbina de Gas 0 Gas Natural

2003 Cambio de combustible Los Mina VI

DPP Turbina de Gas 0 Gas natural

2003 Jimenoa CDE Hidro 8.6 Hidro 2003 AES Andrés AES Ciclo Combinado 304 Gas Natural 2003 Seaboard Canabacoa Seabord Motores Diesel 50 FO No. 6 2003 Cambio de combustible

San Pedro Haina Planta de Vapor 33 Carbón

2004 Barcaza Manzanillo Haina Motores Diesel 150 FO No. 6 2004 Cambio de combustible

Haina IV Haina Planta Vapor 65 Carbón

2004 Cambio de combustible Haina GT

Haina Turbinas de Gas 100 Gas Natural

2005 Haina Diesel Haina Motores Diesel 70 FO No. 6 2005 Puerto Plata Diesel Haina Motores Diesel 35 FO No. 6 Total 923.4 Fuente: OC Plan de operación de término mediano. ANEXO 6: TEMAS AMBIENTALES Y SOCIALES

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Antecedentes y temas ambientales Marco legal e Institucional La Ley General sobre el Medio Ambiente y los Recursos Naturales (64-00) define el marco institucional para la protección en la República Dominicana. Ella creó el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Secretaría de Estado de Medio Ambiente Y Recursos Naturales, SEMA) el Consejo Nacional del Medio Ambiente y Recursos naturales (donde el sector energético está representado por el Secretario de Industria y Comercia) y la Red Nacional de la Administración del Medio Ambiente y los Recursos Naturales (para coordinar el diseño y la ejecución de políticas, planes y programas relacionados al medio ambiente y los recursos naturales). El estatuto estableció los estudios y los informes sobre el impacto ambiental como el instrumento básico para la administración ambiental, e incorporó el uso de instrumentos económicos para la prevención, corrección y reclamos para daños al medio ambiente y para la protección de los recursos naturales. La tabla abajo hace un sumario de otras piezas importantes de legislación que puede tener un impacto sobre el desarrollo de proyectos de energía. La Resolución 05 del 2002 estableció el sistema regulador para los Permisos y las Licencias Ambientales. Especifica las actividades y los procedimientos para el otorgamiento de los permisos para las instalaciones existentes y los estudios requeridos en el componente ambiental de los proyectos. La Resolución también define los procedimientos de la evaluación ambientas de los estudios que tienen que ser llevados a cabo sobre las bases de una clasificación ambiental del proyecto. Al Ley de Electricidad establece las responsabilidades ambientales del sector energético. También provee para la adopción de las tecnologías no tradicionales y generación de energía más limpia. Como un instrumento regulador y fiscal cuy horizonte incluye el medio ambiente, esta ley hace un llamado para que la Oficina del Superintendente de Electricidad (SIE) para determinar y hacer cumplir las sanciones a la cual las compañías de energía en el sub-sector son responsables por el no-cumplimiento con las regulaciones y compromisos del medio ambiente expresados en los planes de la administración ambiental (Planes de Manejo Y Adecuaciones Ambientales). El sector en energía requiere hacer más fuerte de la parte significante institucional en el área de la planificación del medio ambiente, regulaciones y la formulación de la política a ser tomadas y el descargo de sus funciones. Esto requiere la creación de la Unidad de Gestión Ambiental (UGA), y la definición de sus deberes y capacidades. La CNE, de acuerdo a los objetivos como están definidos en el Articulo 14(b) de la Ley de Electricidad, tiene a su cargo con la promoción y el uso racional de energía mediante la formulación y adopción de políticas y la expedición de directivas dirigidas a maximizar la efectividad del sector, como también hacer cumplir la legislación y las normas existentes sobre el medio ambiente y la protección ecológico. Capacidad Institucional de al SEMA En el año del 1997, el Gobierno Dominicano con el apoyo de la USAID, llevó a cabo una auditoria ambiental del sector energético para apoyar las reformas del sector. La auditoria, (llevado a cabo por una firma internacional del medio ambiente, concluyo que “todos los lugares

67

visitados indicaron el manejo inadecuado de los desperdicios sólidos de las aguas de salidas e utilizo aceites en los pozos profunda inyección. Los lugares de generación de energía demostraron emisiones no controlados o vagamente controlados, normas del manejo inadecuado de los combustibles, y la disposición no controlada de las aguas de enfriamiento.” Aunque las instituciones ambientales se han involucrado mucho en los últimos años, la mayoría de los expertos acuerdan que esta cuenta todavía refleja las condiciones existentes. El anterior cuadro ambiental es parcialmente una consecuencia de la juventud y la debilidad de las instituciones del medio ambiente existentes. La SEMA tiene cuarenta y siete proyectos relacionados con energía con licencias o permisos ambiéntales. Como indicado en la figura 4.1 hay grandes dispersiones sobre el tiempo requerido para procesar los permisos y las licencias, desde un mes a treinta y cuatro meses para los permisos, y desde cinco meses a treinta y seis meses para licencias. Esta gran dispersión es sintomática del diseño pobre del proceso, los procedimientos inadecuados de control, y la capacidad inadecuada para procesar las solicitudes de licencias. Fig. 4.1 Tiempo de procesamiento de licencias & permisos ambientales

Tiempo en meses Desde Febrero, 2005, hay alrededor de 450 solicitudes de licencias y permisos pendiente de resolución en la SEMA. De estas 52 son clasificadas como proyectos de energía. Y 26, o la mitad de los proyectos de energía pendiente de aprobación, sen relacionados a lugares existentes y/o plantas, trabajando sin los planes ambientales aprobados. Los toros 26 casos son nuevos proyectos de inversión de energía, que están retrazados debido a la falta de personal especializado y el apoyo logística para llevar a cabo las investigaciones de verificación ambiéntales requeridos. ______________________. 8 International Development Assistance Company y Golder Associates. “Plan de Gestión para el Sector Energía Eléctrica de la República Dominicana.” Para la USAID, Noviembre, 1997.

68

La SEMA está bien al tanto de sus limitaciones institucionales, y los constreñimientos fuertes del presupuesto impuesto por las condiciones macroeconómicas del país. Con los donantes están avanzando propuestas para acelerar los tiempos de procesamiento mediante los procedimientos mejor diseñados, modernizados conocidos como “ventanilla única.” La unidad de verificación de cumplimiento de la SEMA exhibe la misma debilidad institucional, con la dificultad agregado que el número de proyectos para investigación incrementa continuamente mientras nuevas licencias y permisos son expedidos. Las dificultades de día a día previenen a la SEMA de desarrollar acciones estrategias para tratar con los asuntos ambientales que requieren diferentes tácticas del razonamiento de proyecto por proyecto. Modernizando las inquietudes ambientales hacia la planificación de mediano y largo término, un mandato valorizado contemplado en la Ley del Medio Ambiente, es engavetado a favor de las emergencias administrativas más urgentes. La evaluación ambiental estratégico, una herramienta mencionada en la Ley General del Medio Ambiente, no ha sido explorado. Componente Ambiental. Para mejorar la entrega de los servicios ambientales por parte de la SEMA al sector energético el proyecto tiene tareas combinadas y redefinidas contempladas en el préstamo TA para incluir las siguientes actividades:

• Evaluación Estratégica Ambiental: La CNE llevaría a cabo una evaluación estratégico ambiental para modernizar las consideraciones ambientales hacia la planificación, política y dialogo de regulaciones de mediano y largo término del sector energético. Bajo el liderazgo del CNE y el intercambio continuo de la SEMA, una evaluación participativo estratégico ambiental del sector energético será ejecutada con las siguientes tareas: (i) lanzar actividades para entrenar sobre el concepto de avaluación estratégico ambiental, desimanar sus características, y desarrollar los términos en detalle de referencia; (ii) una Fase I enfocando en la evaluación ambiental (consideraciones económicas, financieros, sociales y ambientales) de las condiciones existentes (análisis de línea de base incluyendo el Plan Nacional de Energía, marco institucional y regulador) y la identificación de posible escenarios en el futuro; (iii) una discusión abierto de los resultados con la sociedad en general y la selección de los escenarios de interés a ser detallados durante la segunda fase; (iv) una Fase II evaluando los escenarios escogidos basado en el cumplimiento económico, financiero, social e ambiental; (v) una discusión abierta de los resultados, y la selección del escenario recomendado; (vi) una Fase III incluyendo el análisis detallado del escenario escogido, articulación de las políticas, ajustes institucionales y reguladores requeridos; y (vii) una discusión abierto de los resultados y la presentación formal al Ejecutivo y el Congreso.

• Hacer más fuerte las capacidades de dar licencias: para reducir el atraso en el procesamiento de las licencias ambientales, la SEMA emplearía un grupo de expertos ambientales en una base temporero para acelerar los tiempos de procesamiento, mientras nuevas procedimientos y metodologías son diseñadas e implementadas. Estas actividades completarán el programa de “ventanilla única” apoyado por otros donantes incluyendo la GTZ y la Agencia de Desarrollo Internacional Canadiense.

69

• Auditorias Ambientales: para mejorar la eficiencia del cumplimiento, el proyecto proveerá los fondos para entrenamiento en la auditoria ambiental con una meta de 20 auditores para el 2006. La implementación de las auditorias ambientales incluirá cambios en los procedimientos y el manual, que también serán proveídos los fondos mediante la CNE. Los sistemas M&E será desarrollados con informes esperados iniciales (progreso y cumplimiento) para Agosto del 2007 y Marzo del 2007.

• Programa de acreditación de laboratorios: La CNE y la SEMA escogerán una prueba clave de laboratorio que debería recibir acreditación internacional para mejorar la calidad de las muestras ambientales y la confiabilidad de los procedimientos y los resultados de las pruebas. Los recursos serán puestos en disponibilidad para animar a los laboratorios existentes para obtener la acreditación internacional correspondiente.

Sumario de las Normas Institucionales para Energía y el Medio Ambiente

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Normas Contenido Ley General del Medio Ambiente y los Recursos Naturales (64-00)

• Determina que Estudios de Impacto Ambientales, Declaraciones de Impacto

Ambientales, y Estudios de Impactos Complementarios será los instrumentos básicos para la protección ambiental.

• El Estado asegurará la incorporación de los costos ambientales y el uso de

instrumentos económicos para la prevención, corrección y reclamos por daños al medio ambiente y para la preservación de los recursos naturales.

• El Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMA) es establecido.

Descargará sus deberes como la autoridad ambiental y definirá las políticas ambientales del país.

• El Consejo Nacional de Medio Ambiente y Recursos Naturales es creado como

el enlace entre la Red Nacional Económico Administrativo y Planificación Social y otros grupos nacionales económicos y sociales; es la entidad responsable para la programación y las políticas de evaluación e estableciendo la estrategia para la conservación biodiversidad.

• La Red Nacional de Medio Ambiente y Recursos Naturales es creada y

encargado con los deberes de la formulación, orientación y la coordinación dirigida a garantizar el diseño y la ejecución efectiva de las políticas, programas y los proyectos de medio ambiente y recursos naturales.

• Incorpora la dimensión ambiental hacia la planificación del desarrollo nacional.

• El Sistema Nacional de Áreas Protegidas es creada y regulado.

• Asuntos de la evaluación ambiental son regulados y determinados mediante la

consulta pública. Otras Normas Ley 5856 de 1962 Ley 318 de 2968 Ley 123 y 146 de 1971 Decreto 266 de 1990 Resolución No. 5 del 2002 Regulación de calidad del agua. Regulación de calidad del Aire

• Conservación de los Bosques: especifica la protección de fuentes de agua y

reservas y normas para la protección de las cuencas de los ríos. • Preservación de la herencia cultural.

• Extracción y el uso de materiales para la construcción.

• Disposición de los deshechos.

• Crea el marco legal para las licencias y las autorizaciones ambientales e

establece los procedimientos a ser seguidos para obtener la autorización ambiental para las instalaciones existentes y para la evaluación de los impactos ambientales.

• La SEMA clasifica agua de acuerdo al uso e establece las normas para contener

derramamientos de materiales tóxicos. • Normas de la calidad del aire propuesto, muestras de investigación, y el control

de emisiones y los niveles de la contaminación del aire son determinados, incluyendo las plantas térmicas de generación de energía.

Ley de Electricidad de Julio 2002 y su

• Las siguientes entidades son creadas para el manejo del sector: La Comisión

Nacional de Energía (CNE), en cargado de la formulación de las políticas

71

regulación energéticas del país, y la Superintendencia de Electricidad (SIE), con deberes que incluye controlando el manejo de los recursos ambientales.

Propuesta para la evaluación estratégico ambiental

72

Etapa Actividad Antecedente: Diagnosis del Sector Energético (hecho) Generación Transmisión Distribución

• Capacidad de Generación es adecuada para satisfacer la demanda actual. • La red de alta tensión de longitud de 940 Km. • La red es muy débil y no tiene la capacidad para transmitir toda la energía, creando

sobre cargas. • Alta taza de energía gastada y perdida. • Conexiones fraudulentas. • Cultura de no pago para el uso de la energía eléctrica.

Clasificación Ambiental del Sector de Energía del país

a) Caracterización territorial del país en términos de propósito y el uso sub-regional para la localización de proyectos de generación y líneas de transmisión. Elaboración de mapas térmicos: • Sistema de parques, reservas nacional y las unidades de conservación • Áreas especiales de manejo y fuentes de ríos. • Bosques de Reserva. • Biodiversidad frágil y los sistemas húmedos. • Mapas de uso de suelo (actividades socioeconómicas del área)- • Mapas Geológicos. b) Definición de posibles áreas de proyecto. c) Creación de sectores ambientales para generación, transmisión y distribución de

energía

Auditoria ambiental para los proyectos existentes: Generación: Transmisión

Las auditorias ambientales darían atención especial a los siguientes problemas: Para generadores térmicos • Emisiones de gas (SOx NOx, CO, etc.). • Emisiones de desperdicios sólidos. • Niveles de presión del sonido. • Residios sólidos • Residios de Aceite • Conflictos Sociales. Para Plantas hidroeléctricas: • Calidad del agua por debajo y arriba de la represa. • Estatus de las cuencas de los ríos. • Conflictos sociales. • Problemas de erosión. Para las líneas y subestaciones. • Verificar los riesgos asociados con los aceites dieléctricos. • Manejo de desperdicios sólidos. • Uso inadecuado de la ruta de transmisión.

73

Distribución

• Efectos Corona (riesgos radioeléctricos, ruido perceptible y el ozono) • Campos eléctricos. • Derramamiento de aceites dieléctricos con PCDs. • Pobre manejo de los desperdicios sólidos. • Riesgos físicos de electrocución y fuegos debidos a las conexiones fraudulentas.

Aspectos Sociales 1. Evaluación del Impacto de Pobreza y Social

74

En Agosto del 2004, un nuevo Gobierno tomó posesión y dio prioridad a resolver la crisis del sector energético. Solicitó al Banco para coordinar con el BID y el USAID para asistir en la preparación de una estrategia para la recuperación del sector. La USAID ha contactado a la NRECA (National Rural Electric Cooperative Association) e otros consultores para llevar a cabo un estudio de las tarifas y los subsidios que incluye el impacto social de la crisis y las medidas de la política sobre la población, especialmente los pobres. El estudio incluyó medidas para identificar los mecanismos necesarios para modificar la estructura presente del sector de electricidad y mejorar la viabilidad del sistema. El estudio consiste de seis componentes principales: (a) analizar y evaluar la información disponible acerca de los costos de generación y la distribución; (b) evaluar los subsidios existentes y su impacto; (c) estudiar la disponibilidad a pagar; (d) evaluar las estructuras de la tarifa y las opciones de los subsidios; (e) analizar las barreras que impiden la reducción de las perdidas y mejorar en las cobranzas; y (f) proponer recomendaciones.

Efecto social de la crisis El disturbio considerable y la interrupción en el sector de electricidad están causando considerable impactos sociales. La ineficiencia del sector y la no-confiabilidad del servicio tiene altos costos sociales. Ellos han llevado a varios elementos de inequidad en la sociedad. El siguiente son los efectos mayores sociales de la crisis:

(i) Impacto sobre los Gastos Mensuales: Dado la no-confiabilidad del servicio de electricidad, los clientes están forzados a utilizar fuentes de energía alternos y costos. Basado en la encuesta llevada a cabo en Septiembre, 2004, cerca de US $37 millones / mes es gastado en velas, lámparas de aceite, kerosén, inversores y plantas de emergencia debido a los apagones. La figura abajo indica que los clientes pequeños son penalizados lo más fuerte debido a que ellos pagan significadamente más costos adicionales que los clientes de mejor condiciones.

Figura 1: Gastos actuales en Fuentes de Energía Alterna por Clientes Residenciales

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Rango de Consumo (kWh/mes)

Fuente: NRECA International Ltd. “Análsis de Tarifas Y Subsidios en el Sector Eléctrico de la República Dominicana.”

(ii) Impacto sobre los Negocios Pequeños: La no-confiabilidad del servicio de electricidad,

representado por los apagones de hasta 20 horas por día también tuvo impacto significante económico y social. En algunas regiones como el Cibao, la electricidad fue disponible para solamente media hora por día en Septiembre. Los negocios pequeños, como los talleres de mecánicos, carpinteros y las tiendas de comida y ventas al detalle, perdieron clientes y su base económico. Ellos tuvieron la experiencia proporcionalmente mayor privación debido a que los negocios más grandes tienden a tener más capital para mecanismos de manejo alterno, tales como auto-generación.

(iii) Impacto sobre los Servicios Sociales: Los servicios sociales esenciales tales como

escuelas, especialmente las escuelas nocturnas asistido por los grupos más pobres, y los servicios médicos son perturbados.

(iv) Impacto sobre la Seguridad: La falta de iluminación en la noche exponía a los residentes

a un mayor riesgo de crimen y violencia, especialmente las mujeres en los vecindarios urbanos congestionados y los barrios. Un articulo recién del periódico reveló como la falta de electricidad ha animado a los delincuentes a robar dinero, teléfonos celulares, y bienes de clientes en las plazas de compra en la provincia de Santo Domingo.

(v) Impacto sobre la Inversión Publica Social: Costos fiscales significantes resultaron de las

ineficiencias continuas en la generación e electricidad y la distribución, las tarifas bajas y pobremente dirigido como también la falta de ejecutar de los pagos. Financiando tales ineficiencias en el sector energético corono de otras inversiones sociales. En el 2002, por ejemplo, los subsidios en el sector de energía fue tal altos como de US $300 millones, la mitad de monto presupuestado para la educación básica en el país.

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Estrategia del Gobierno La estrategia del Gobierno incluye un plan a corto plazo hacia la recuperación financiera del sector y un plan a mediano término para enfrentar los aspectos estructurales. El plan a corto plazo, dirigido por un Comité para la recuperación del sector energético, consiste de: (a) racionamiento de la energía manejada, (b) incrementando la recuperación de las cobranzas, mediante la reducción de perdidas y mejorando las cobranzas, (c) controlando los costos de operación de EdeNorte y EdeSur, (d) revisando la formula de ajustes de la tarifa, (e) negociando un arreglo de atrasos que se inicia con un moratorio de un año sobre el repago de las deudas, y (f) lanzando una campaña de comunicación para crear apoyo para el plan de recuperación financiera. Impactos de la Pobreza y Social de las reformas propuestas. El préstamo propuesto programático busca a mejorar la disponibilidad del servicio confiable de electricidad por lo cual reduciendo el monto gastado en las fuentes costosos y alternos de energía como las velas y el kerosén, ayudando los negocios pequeños y los clientes mediante la reducción de los amplios apagones de los años recientes, ampliando el acceso a los servicios sociales como los hospitales y las escuelas, y mejorando la seguridad, especialmente para las mujeres. Sin embargo, los siguientes acciones apoyada por el Préstamo propuesto programático pueden tener algunas implicaciones sociales en el corto término. a) Reducción de Perdida: El proceso de reforma del sector puede llevar a algunas dislocaciones y descontento sociales en ciertos segmentos de la población, debido a que haría ejecutar la medición y la cobranza de las facturas y enfrentar sobre el robo y le no pago. Las conexiones ilegales son a veces de normas pobres y peligrosas. La Conexión de usuarios ilegales puede ayudar a mitigar este riesgo. Pueden haber individuos conectando ilegalmente la electricidad quienes no pueden sostener para pagar para la electricidad. Las tazas de la línea de visa y la PARA pueden ayudarlos en el pago de las facturas de electricidad. b) Incremento en las cobranzas: El Gobierno está bien al día de que una cultura de no-pago de las facturas de electricidad está profundamente trinchado y tendría de ser contrarrestado por un múltiple de medidas, incluyendo la participación de la comunidad para crear un ambiente de estar al tanto y la presión de sus vecinos para el pago de las facturas como también medidas las fuertes permitiendo a las compañías de distribución a cortar la electricidad a los violadores habituales. El plan pretende a hacer la meta los grandes clientes y las instituciones del gobierno primero quien tiene la habilidad a pagar y entonces enfocar en los clientes pequeños. Esto también tendría un efecto demostrativo positivo sobre el resto de la población. Las siguientes acciones apoyada por los prestamos subsiguientes programáticos puede tener algunas implicaciones sociales en el mediano término. a) Re-enfocando los subsidios: Alrededor del 90 por ciento de la población se beneficia de los subsidios, incluyendo esos con un consumo mensual sobre los 200 kWh/mes. La tabla abajo

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indica que el abastecimiento de 200 kWh/mes puede proveer un alto nivel de uso como más allá de las necesidades básicas. El estudio propone a eliminar los subsidios para los clientes de más de 200 kWh. Dado que el pobre consume menos de 200 kWh, ellos todavía se benefician de los subsidios. La estructura de la tarifa será modificada manteniendo en cuenta la disponibilidad a pagar de los clientes. Mediante asegurando esto, el monto total gastado en energía se mantendrá dentro del alcance de los clientes. La redefinición de los subsidios también será logrado mediante mejorando el servicio y la protección mejor de los derechos de los clientes. Tabla 1: El uso posible a diferentes niveles de kWh/mes Bombillos TV Nevera Abanico Plancha (60 W, 4

hr/día) (200 W, 3 hr/día)

(100 kWh/mes)

80 W, 8 hr/día)

(1100 W, 15 min/día)

KWh/mes 50 2 1 1 75 5 1 1 100 4 1 2 1 150 2 1 1 1 200 4 1 1 2 1 Fuente: NRECA International Ltd. “Análisis de Tarifas y Subsidios en el Sector Eléctrico de la República Dominicana.”

b) Analizar las Alternativas a la PRA: El PRA tuvo éxito en mejorar el servicio a las áreas pobres. Sin embargo, el programa necesita a ser reestructurado debido a que se ha comprobado a ser insostenible y no ha protegido totalmente a los clientes pobres de los apagones. Debido al incremento del consumo en el área, el subsidio a la PRA se ha elevado desde US $120 millones en el 2003 a US $200 millones en el 2004. De la otra mano, como indicado en la figura 2 abajo9, los clientes viviendo en las áreas del PRA, con niveles de bajo consumo pagan significadamente más para bregar con los apagones.

Figura 2: Gasto Actual en las Fuentes Alternas de Energía para los Clientes de la PRA:

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Gama de consumo (kWh/mes) Fuente: NRECA International Ltd. “Análisis de Tarifas y Subsidios en el Sector Eléctrico de la República Dominicana.” En el mediano término, la PRA es esperado a ser revisado para enfrentar los asuntos de la sostenibilidad financiero y la efectividad. A este fin, el préstamo TA incluye un estudio para revisar la PRA y proponer alternativas. Las recomendaciones son esperadas a ser implementadas como parte del préstamo subsecuente programático. 2. Plan de Acción Social

Algunas de las medidas citadas arriba pueden causar el descontento entre los grupos

directamente afectadas como los clientes ilegalmente conectados y no pagando. El Banco y el Gobierno están dispuestos a trabajar conjuntamente para diseñar e implementar un Plan de Acción Social para enfrentar los posible problemas sociales. Los objetivos principales del Plan son a: (i) mejorar la relación entre las EDEs y los clientes; (ii) ganar apoyo para las reformas del sector energético; (iii) cambiar la actitud de los clientes hacia el uso de la energía; y (iv) hacer a los clientes al tanto de sus derechos y sus responsabilidades. El Plan de Acción Social estará compuesto de los siguientes programas:

(a) Programa de Comunicación: El programa está dirigido a informar a los clientes acerca de

la estructura del sector energético y el proceso de generación, transmisión, y distribución. _____________. 9 La figura 2, indica el costo adicional incurrido por los clientes de la PRA en diferentes niveles de consumo por kerosén. Lámparas, velas, etc., para bregar con los apagones

Esto explicaría los costos asociados con esos procesos y la importancia de mejorar las cobranzas a los clientes. Informaría a los clientes de sus derechos y responsabilidades hacia

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el servicio de electricidad. También ayudaría en establecer y mantener una comunicación de dos vías entre los usuarios y las EDEs. Esto además permitiría a las EDEs a informar a los clientes acerca las medidas siendo tomadas e obtendrá la percepción de los clientes y las opiniones acerca de estas medidas e identificar cualesquiera problemas que puedan surgir en el proceso.

(b) Entrenamiento en la Eficiencia Energética: El entrenamiento enseñaría a los clientes

acerca del uso racional de la energía para permitirlos a bajar sus facturas de electricidad. (c) Asistencia para Mejorar el Uso Energética: A veces las instalaciones de electricidad en los

hogares y los edificios tienen problemas técnicos que pueden generar perdidas de energía que llevan al consumo y las facturas más altas. La asistencia sería proveída a verificar las instalaciones internas eléctricas para eliminar las perdidas de energía y bajar las facturas de los clientes.

Estrategia: El Plan de Acción Social desarrollará una relación directa entre los clientes y las EDEs. Cada uno de los programas mencionados arriba diseñaría estrategias especificas y desarrollará varias actitudes para responder a las necesidades diferentes y las características de los usuarios basado en el tamaño (pequeñas, medianas y grandes), localización (rural e urbana), y tipo ( industrial, comercial y residencial). Arreglos Institucionales: El Banco y el Gobierno han acordado sobre un plan a contratar especialistas sociales para trabajar en el diseño y la implementación del Plan de Acción Social. Este grupo inicial coordinará por un especialista social en la CNE y incluirá tres especialistas sociales, uno contratado por cada EDE. Sus términos de referencia están bajo preparación con la consulta del Banco, para enfocar específicamente sobre los asuntos sociales y servir como un enlace entre las EDEs y el grupo. El grupo estará responsable para revisar las iniciativas existentes y los programas sobre asuntos sociales de las tres EDEs. Basado en esta revisión, ellos formularán un plan más detallado para mejorar los iniciativos actuales e incorporar nuevas actividades. Las actividades bajo el Plan de Acción Social estarán financiadas mediante el Préstamo TA. 3. Consulta de los Accionistas

Durante el periodo de transición entre las elecciones en Mayo y la toma de posición oficial en Agosto del 2004, el Presidente Fernández y su equipo energético llevaron a cabo reuniones con varios accionistas para discutir los problemas y posibles soluciones a la crisis del sector de electricidad. Subsecuentemente, el equipo energético del Gobierno amplio el proceso de consultas mediante formalmente incluyendo los clientes y las organizaciones de los clientes mientras preparando el Plan de Recuperación del Sector Energético. Desde el Septiembre pasado, varias reuniones también han sido organizadas con los donantes multilaterales y bilaterales, como también con representantes del sector.

Con el lanzamiento oficial del Plan de Recuperación del Sector Energético recientemente

anunciado, otro serie de talleres periódicos con los clientes está siendo planificado por la CNE, con el apoyo de la Secretaría de Estado de la Presidencia para presentar los detalles del programa y comprometerlos en su implementación.

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Electrificación Rural La República Dominicana tiene uno de las tazas más altas de electrificación en la región, un 80 por ciento10 (excluyendo las conexiones ilegales), con un desglose siendo un 90 por ciento para los residentes urbanos y un 64 por ciento para las áreas rurales. Aún en las áreas rurales, la vasta mayoría de esto es vía la conexión a la red. Ha habido una pobre coordinación entre la red y los esfuerzos fuera de la red. Por ejemplo, un suplidor privado de los servicios solares tuvo que remover algunos 1,500 sistemas como un resultado de extensiones no anunciados de la red. Tabla 4: Electrificación de la República Dominicana: Rural vs. Urbano

Habitantes No servidos (millones) Habitantes Servidos (millones) Servidos del cual la PRA Urbano 0.6 5.1 2.7 Rural 1.2 2.0 0 Total 1.8 7.1 2.7 Fuente: NRECA International Ltd. “Plan Nacional de Electrificación Rural para la República Dominicana” Nota: Las tarifas do discriminan en la base de la localización. Mientras el costo de servicio puede ser más altos en las áreas rurales, dado los costos sumergidos representados por la red existente, hasta el punto de subsidio a los clientes rurales es relativamente pequeño.

Un número de factores favorece la electrificación rural continuando: • El tamaño relativo pequeño del país y la cobertura sustancial de la red le hace posible llegar

a la mayoría de la población rural mediante la extensión convencional de la red. Cerca de la mitad de la población no servido viven dentro de 5 km. de la red.

• Hay capacidad de generación adecuada, y el cuello de botella de la transmisión tiene en

cualquier caso ser enfrentado por razones de eficiencia operacional. • La población rural Dominicana ha demostrado una demanda alta para el servicio de

electricidad, con un promedio de nivel de consumo de hogar de 140 kWh/mes. • Debido a iniciativos del sector privado y la ONG, el país tiene uno de los mercados más

atractivos en el mundo para la tecnología solar y otras fuera de la red. Algunas 12-15,000 familias (60-75,000 personas) han sido electrificadas en los últimos doce años utilizando la energía solar. La mayoría de esto ha sido realizado sin subsidios, por tres compañías privadas, y ha por lo cual llegado principalmente los hogares rurales de mejor condiciones. Las ONGs, generalmente con financiamiento de donaciones desde los Estados Unidos o los Gobiernos de Europa, han proveído el servicio subsidiado para las escuelas y la distribución de agua.

__________________. 10 La cifra estimada actual es de un 88 por ciento debido a muchas conexiones ilegales o compartidas

• El país tiene un potencial bueno solar, hidrológico y de eólico (la USAID financió unos

mapas de recursos de vientos)

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La meta del Gobierno es incrementar la cobertura en las áreas rurales a un 95 por ciento para el 2015. La CDEEE ha lanzado un Plan Nacional de Electrificación Rural en Noviembre del 2001, y la Asociación Nacional de Cooperativa Eléctrica Rural (NRECA) diseñó un Plan Nacional de Electrificación Rural, con el financiamiento de la USAID. El asunto central es la necesidad para el subsidio de las inversiones, generalmente de 40-60 por ciento, para hacer las escenas financieramente viables. Esto es debido a los lejano, baja densidad, y baja capacidad de pago de las poblaciones rurales. Bajo las condiciones actuales de crisis del sector, tal subsidio no es del uso más prioritario de los recursos escasos. Una vez que la crisis es sobre pasado, sin embargo, el Gobierno debe reasumir su apoyo para la electrificación rural.

ANEXO 7: FLUJO DE FONDOS Y ARREGLOS DE AUDITORIAS

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Fluido de los Fondos – El Gobierno se ha comprometido a transferir un monto mensual a la CDEEE y a las EDEs, por vía de la CDEEE, totalizando US $350 millones durante el curso del 2005. El arreglo requiere que cada EDE prepare y someta, entre el día 7 y el 10 de cada mes, un estad financiero listando sus estimados de flujo de caja, sus gastos estimados, y el déficit resultando. El estado mensual entonces sería revisado por el Comité de Recuperación del Sector Eléctrico (el Comité) para asegurar la consistencia con el desglose acordado de la la asignación mensual para cada EDE de acuerdo al Plan de Acción. El Comité proveerá las instrucciones a la CDEEE sobre la cuenta correspondiente. La CDEEE tendría un máximo de tres días de trabajo para revisar el estado mensual para pagar el monto mensual. El Ministerio de Finanzas entonces prepararía y sometería un formulario de Salido de los Fondos por la Oficina de Presupuesto (ONAPRES), la Agencia de Auditoria Interna (la Contraloría) y la Tesorería. La duración máxima de este proceso es de 7 días de trabajo. Una vez que este proceso está completado, la Tesorería puede preparar un cheque endorsado a la CDEEE y notificarlos formalmente de la disponibilidad de los fondos. Esto proceso tiene una duración máximo de 2 días de trabajo. La CDEEE, una vez recibiendo está notificación, puede reclamar y depositar el cheque e entonces preparar los cheques individuales o las transferencias por cable a cada una de las EDEs. Este proceso tiene una duración máximo de 2 días.

Arreglos de Auditoria – La política de auditoria de parte del Banco estipula que en el caso de operaciones de ajustes, los fondos del préstamo del Banco no financian formalmente gastos específicos. De acuerdo, el Banco no requiere la preparación de estados financieros. Sin embargo sí retiene el derecho a requerir una auditoria de la cuenta del deposito en el cual un sumario de las transacciones en esta cuenta sería preparado. En el caso de la operación propuesto, el Acuerdo de préstamo también llama para dos otras auditorias: (i) la Auditoria de Flujo de Fondos, y (ii) la auditoria de la CRI.

El objetivo de la auditoria del Flujo de Fondos es para que el auditor a rendir una opinión sobre: (i) sí los fondos programados mediante el presupuesto del prestatario para el sector energético de hacho fueron gastados como era la intención, a pesar que sé estos fondos son la contrapartida del préstamo, y (ii) que los fondos presupuestados para el sector energético fueron desembolsados a las entidades apropiadas y dentro de los marcos de tiempo acordados durante las negaciones sobre el préstamo propuesto. La auditoria del Flujo de Fondos no tiene la intención a proveer una opinión sobre sí los fondos en la cuenta de deposito no fueron utilizados para pagar para ítem en la lista negativa, como detallada en el Anexo 1 del Acuerdo de préstamo, y como tal no llena los requerimientos de una auditoria de la cuenta del deposito por el cual el Banco tiene el derecho a solicitar.

Los objetivos de la auditoria de la CRI son para los auditores a rendir una opinión sobre: (i) sí los datos utilizados para preparar el CRI mensual es cierto y (ii) sí las fuentes de los datos son confiable. No imparta sobre el auditor a asumir la responsabilidad para expedir una opinión sobre los cálculos de la CRI o su aceptabilidad.

__________________. 10 La cifra estimada actual es de un 88 por ciento debido a muchas conexiones ilegales o compartidas

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Arreglo del Flujo de Fondos 1.- Las EDEs someten un informe mensual a la CDEEE entre el día 7 y 10 de cada mes. 2.- La CDEEE revisa el informe mensual y somete una solicitud de fondos al Ministerio de

Finanzas – máximo duración de 3 días de trabajo. 3.- El Ministerio de Finanzas prepara y tramita el formulario de la salida de los fondos

(Libramiento de pago) para procesamiento – máximo duración de 7 días de trabajo. 4.- La Tesorería prepara el cheque y notifica a la CDEEE de la disponibilidad de los fondos –

máxima duración 2 días de trabajo. 5.- La CDEEE hace efectivo el cheque y prepara una transferencia electrónica o cheque para cada

una de las EDEs – máxima duración 2 días de trabajo. ANEXO 8: EL MARCO LEGAL

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Lo siguiente es una evaluación de los estatutos principales dentro del marco legal actualmente vigente en sector energético de la República Dominicana, que comprende: (a) la Ley de Electricidad (Ley General de Electricidad); (b) su legislación secundaria (el reglamento); y (c) regulaciones expedidas por la SIE. Poca experiencia baja la Ley La Ley de Electricidad (Ley General de Electricidad) fue aprobada en Julio, 2001, aunque algunas partes de la misma son solamente ahora siendo implementada. Hay limitada experiencia operacional bajo la mismo y no es factible llevar a cabo un análisis legal científico y regulador acerca de que está trabajando y que requiere a ser cambiado en esta etapa. La Ley provee un marco legal sólido para la implementación de las reformas planificadas y hay muchas soluciones a lograr el progreso necesario dentro de los próximos pocos años. Crea un modelo que ha sido exitosamente utilizado en otros lugares para que el Gobierno a salir desde la industria de electricidad, para la eficiencia de res-estructuración y para su incremento a ser logrado dentro una combinación de regulación y un mercado mayorista competitivo. Está clara que sería muy dificultoso a cambiar la Ley en esta etapa temprana. Aun habría el riesgo que el asunto total de mover hacia delante con las reformas pueda ser revistados y aun reversados, dado la sensibilidad del Congreso a una falta percibida de mejorar en el servicio a los clientes y subiendo las tarifas. En cualquier manera, los cambios tomarían tiempo y retrasarían el progreso en la implementación. Sin embargo, mientras que el trabajo de la implementación se mueve hacia delante, es claro que la Ley de Electricidad crea algunas dificultades que requieren a ser resultas. Finalmente, algunos de ellos pueden ser sobre pasados mediante la aplicación de soluciones innovadoras dentro del marco legal y regulador son desabres o necesarias. Cuando suficientes cambios han sido identificados, será apropiado a presentarlos al Congreso con las justificaciones derivados de la experiencia practica. Decretos Presidenciales, regulaciones y otra legislación secundaria no pueden hacer cambios permanentes o efectivos a la Ley, a menos que hay un argumento fuerte que el cambio está dentro del marco de la Ley misma. Es posible a anticipar, sin embargo, un número de dificultades inmediatas que la Ley de Electricidad puede presentar. Estas dificultades tendrán que ser sobre pasadas, aún en el corto plazo o en el pargo plazo. LAS ÁREAS PRINCIPALES DE DIFICULTAD BAJO LA LEY DE ELECTRICIDAD Hay varias áreas donde la Ley de Electricidad es probablemente a presentar dificultades en logrando progreso rápido, algo de lo cual puede ser sobre pasado mediante soluciones temporeras que puedan que no sean sostenibles en el largo plazo. Una revisión recién por consultores provee los siguientes ejemplos: Inversión de la Transmisión: Los artículos 131 y 138 prevén que la transmisión será establecida y operado exclusivamente por el estado. En la cara del mismo, está aparentaría a precluir que el sector privado realizar inversiones en la transmisión. Esto sería deseable, dado la debilidad del sistema de transmisión en general y la necesidad para re-esforzar el área de Santo Domingo donde la culminación de un anillo está planificado, a estar disponible para atraer la

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inversión del sector privado en la transmisión. No hay fondos actualmente disponibles para el negocio de la transmisión de la CDE para lograr este refuerzo y las tarifas regulados de transmisión son fijadas en una manera que ellos crean los no incentivos del mismo para invertir. Un préstamo para este propósito no sería necesariamente produciría la mejor solución. Una concesión otorgada a un inversionista privado bajo un proceso competitivo puede ser más económica y producir un resultado más rápido y más innovador. Intrínsicamente, otras previsiones de la Ley aparentemente ven a ver que las concesiones puedan ser otorgadas a transmisores fuera del negocio de transmisión de la CDE, y su aplicación no está limitado a las compañías de transmisión en manos del estado (e.g. Art. 69). Más aun, dos generadores del sector privado han sido otorgados concesiones para construir líneas de transmisión bajo el Art. 41, III que hace previsiones específicas para permitir esto. Puede ser posible crear un arreglo contractual para permitir una inversión del sector privado en la transmisión, tal como un eccema de construir-arrendar-transferir donde el titulo de los bienes está en manos del estado como sería como una concesión siendo otorgado. Estos bienes estarían bajo el control operacional de la OC, y puede ser argumentado que ellos serían operados por el estado. El mantenimiento y el envió pueden ser dados hacia fuera a la compañía de transmisión que el estado es el dueño, sí la misma desea tomar este tipo de riesgo (aunque pueda preferir no hacerlo para que así evitar disputas acerca sí un fallo fuera el resultado de su mantenimiento pobre y el manejo de los bienes o de la pobre construcción e instalación). Puede no ser tan atractivo como un arreglo al sector privado como una concesión completa y puede limitar el interés en invertir en el sector de transmisión en el corto o los términos largos. Las previsiones del Articulo 138 limitará la habilidad del negocio de transmisión de la CDE para atraer capital del sector privado para lograr el hacer más fuerte el sistema de transmisión que es claramente requerido ambos ahora y sobre el tiempo mientras que la demanda es servida. Una solución contractual puede ser encontrada probablemente para permitir que el sector privado a financiar y construir las facilidades de transmisión que son requeridos en el corto término pero la solución puede no ser sostenible in el largo término y hay un peligro que será sub-óptima. Cuando el tiempo llegue para presentar cambios a la ley al Congreso, los Artículos 131 y 138 y la política detrás de ellos debe de ser re-visitado. La experiencia en otros países ha indicado que las compañías de transmisión del sector privado trabajan bien (aún siendo bajo dueños extranjeros), son más fácil para regular debido que ellos pueden ser dados incentivos para lograr los adelantos de eficiencia y las técnicas innovadoras para la disponibilidad de circuitos máximo y ellos tienen más fácil acceso a fondos de inversión. Generación Hidro: Los mismos asuntos surgen con relación a la generación hidro. Las previsiones de los Artículos 131 y 138 también aplican a las facilidades hidro de la CDE. El Gobierno puede tener temores acerca la privatización de las facilidades hidro que comparten el agua con otros usuarios. Hay un plan para usar la compañía de generación hidro para suplir electricidad a los clientes pobres pero puede todavía ser posible a contemplar la participación del sector privado en las facilidades hidro pequeñas y a construir una nueva planta hidro. Muchos países han exitosamente atraído significante inversión del sector privado hacia las facilidades hidro pequeñas y en generación hidro donde hay ningunos asuntos reguladoras difíciles sobre los recursos de agua compartidos.

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Gobernabilidad del Cuerpo Coordinadora (OC): El Consejo de la OC bajo el Articulo 40 consiste de un representante de los generadores del sector privado, uno de la compañía de generación hidro, que será propiedad del estado, uno de la compañía de transmisión que será también de propiedad del estado y un representante de las compañías de distribución. Bajo los Artículos 24 y 36, Sí la Oficina del Superintendente de Electricidad (SIE) preside en las reuniones del Consejo y puede actual para romper un empate. También tiene el poder de veto. Hay cuatro preocupaciones con este arreglo. Primero, el momento puede llegar pronto cuando los intereses del cliente, particularmente esos quienes participan activamente en el mercado mayorista deben de ser representados. Segundo, puede haber favoritismo en la toma de decisiones a favor de los generadores que tienen, en efecto, dos representantes. Tercero, los representantes del sector público pueden votar como un bloque y el SIE pueden también ser percibido como una entidad del sector público (a pesar de su independencia). Esto puede desanimar a los inversionistas del sector privado. Cuarta, la SIE como un regulador no debe de estar activamente participando en la toma de decisiones de una entidad que el regula y en las decisiones relacionadas al funcionamiento de un mercado que él supervisa. El SIE puede ser capturado por los agentes del mercado en la participación en esta área y puede ser renuente a revisar las decisiones que son claramente equivocadas debido a que tomo parte en hacerlas. Todos de estas preocupaciones son validos pero en esta etapa ellas son algo teóricas debido a que la toma de decisiones de la OC parece a estar trabajando en practica, que argumenta en contra de cambiar la Ley. El mecanismo gobernante no ha sido totalmente probado debido a la re-estructuración de la CDE para crear las compañías de transmisión y la hidro no ha sido todavía completada. Tiene la intención de poner en función un mecanismo para permitir apelaciones de las decisiones del Consejo a ser oídas por la Comisión Nacional de Energía (CNE). Otro mecanismo que puede ser muy útil sería un comité de asesoramiento técnico con amplio participación de la industria, por el cual cada uno de los agentes del mercado puede estar representados (o aún tener un puesto). Los consumidores pueden ser mejor representados y los derechos de votación pueden ser cuidadosamente balanceadas para asegurar que el resultado no le del favor al más fuerte o los intereses más activos, pero teniendo en cuenta los intereses de todos los participantes justamente. El comité de asesoramiento técnico no violentaría el papel del Consejo como es previsto en la Ley y puede tener un estatus de asesor solamente. Sin embargo, puede ser una herramienta muy útil para logrando el consenso sobre los cambios necesarios a las reglas del mercado, por asegurando que la OC se mantiene al tanto a las inquietudes y las necesidades de todos los intereses y para amarrar la experiencia técnica de los agentes del mercado. Lo más probable sería que sí un consenso sobre una decisión pueda ser logrado dentro un comité más ampliamente basado de asesoramiento técnico; el Consejo no se alejaría de la decisión del consenso. La SIE solamente usaría el veto de decisión sí que fuera claramente en contra de los intereses del cliente. En conclusión, se ve imprudente a sugerir un cambio en el mecanismo de gobernabilidad en la Ley de Electricidad en esta etapa, sí estas adiciones pueden ser introducidas. Esto crearía algunas experiencias operacionales para decidir sí el mecanismo beneficiaría de las mejoras. Típicamente, el detalle de la estructura de gobernabilidad no es contenido a fondo en la ley para que los cambios puedan ser hechos para reflejar la evolución de la estructura del mercado.

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Tenencia por los Distribuidores de la Generación: La pregunta ha surgido acerca si cambios deben de ser realizados la las previsiones del Articulo 11 que permite a las compañías de distribución sucesoras de la CDE a ser dueños de facilidades de generación con una capacidad agregada de hasta el 15 por ciento de la demanda máxima del sistema interconectado. Este grado de integración vertical ha sido permitido en la República Dominicana para así proteger las entidades de servir de carga de las fortalezas de negociación y el poder del mercado potencial de los generadores. Sin embargo, en la República Dominicana, permitiendo el porcentaje es mucho más alto que en otros países, dándole a las compañías de distribución un máximo del 45 por ciento del mercado entre ellos. Esto puede impedir a nuevo participante hacia el marcado al por mayor debido a que los distribuidores incumbentes son probables a controlar una porción significante de los compradores disponibles. Ellos puedan también estar en disponibilidad a ejercer el poder del mercado mediante sus portafolios de planta de generación y su propiedad y control del acceso a sus sistemas de distribución. El acceso no discriminatorio al sistema de distribución puede y debe de estar efectivamente regulado, y los códigos de conducta puesto en su lugar y monitoreado para asegurar que las compañías de distribución no usen su control de la interconexión y el sistema de mantenimiento injustamente. Otro mecanismo para tratar con el mercado de energía que muchos países han introducido es el comité de vigilancia del mercado que monitora el mercado para detectar abusos del mercado de energía. La penalización del abuso es usualmente un asunto parcialmente de las reglas del mercado y parcialmente para los reguladores (bajo la Ley de Electricidad los papeles son divididos entre la CNE y la NIE). Los expertos de vigilancia del mercado del comité proveen el servicio de mucho valor no solamente identificar los abusos actuales y los potenciales pero también de recomendando la regla del mercado y los cambios de regulaciones que mejorarán el funcionamiento del mercado. La República Dominicana es relativamente un pequeño mercado y aunque la demanda está incrementando rápidamente, hay limites a su disponibilidad para atraer nuevos participantes. Es probable que tres agentes grandes y un número de participantes más pequeños dominarán el mercado a por mayor. Esto puede ser lo suficiente para crear un mercado razonablemente competitivo. En conclusión, sería bueno a mantener trabajando en esta previsión de la Ley de Electricidad bajo revisión. Sí se hace claro que el poder del mercado que va a crear es problemático dentro del mercado al por mayor, o que está impidiendo la inversión que el país necesita, el porcentaje puede ser reducido, posiblemente bajo una regulación gobernando las operaciones de la generación de los distribuidores. Puede también ser posible para expedir un Decreto Presidencial limitando la concentración de la tenencia de la capacidad de generación sobre un cierto porcentaje. Esto tendría el beneficio de alta visibilidad entre la comunidad de inversionistas. El financiamiento de la SIE: Un asunto ha surgido acerca a sí las compañías de la contribución, la generación, transmisión y las de la distribución al financiamiento de la SIE bajo el Articulo 37(d) puede ser pasado hacia a los clientes o sí tiene que ser una contribución del accionista. No

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aparece de ver nada en la Ley para prevenir el regulador de permitiendo la contribución a ser pasado hacia a los clientes. Quilificaciones de los Miembros del Consejo de la SIE: El Articulo 31 (b) requiere que los miembros del Consejo tienen que tener por lo menos ocho años de experiencia en el sector energético. Esto aparentemente se ve innecesariamente limitando en términos de la escogencia de buenos candidatos con conocimientos para llevar a cabo los trabajos asignados a la SIE. Esto eliminaría la posibilidad de reclutar reguladores con experiencia de otros sectores, quienes estarían disponibles a traer las experiencias relevantes y las ideas a la SIE. También se ve inconsistente con el concepto que los miembros del Consejo deben de ser independientes y libre de conflictos de intereses potenciales para así que ellos no puedan ser capturados por las participantes de la industria con los cuales ellos puedan tener uniones en el pasado o puedan en el futuro tener relaciones. Este requerimiento no ha sido totalmente aplicado en la practica. Confusión sobre los Papeles y las Responsabilidades de la CNE y la SIE: Claramente un esfuerzo mayor ha sido realizado para establecer la capacidad y la credibilidad de todas las instituciones creadas bajo la Ley de Electricidad. Es reconocido que ellos tienen que estar hábiles a demostrar toda la independencia y la efectividad que la Ley prevé. Un área de preocupación es la confusión sobre los papeles y las responsabilidades de la CNE y la SIE. El diseño de la CNE es un poco inusual pero tiene bueno sentido. Normalmente, la ley de reforma de la electricidad solamente establece el regulador (SIE) y define sus poderes y funciones. Raras veces es una entidad separada formada para tratar con el papel del Gobierno en fijando la política del sector, aunque algunas leyes explícitamente tratan con el papel del Gobierno en la industria de electricidad y sus relaciones con el regulador. Esto es hecho debido que es importante para el Gobierno para hacerlo claro mediante la legislación como la independencia y la autonomía del regulador trabajará en practico y como la responsabilidad del regulador será asegurada. Es vital para establecer un mecanismo para asegurar que el Gobierno no socave la efectividad del regulador mediante hacer segunda opiniones a las decisiones del regulador. Un mecanismo de apelación formal o revisión no involucrando el Gobierno o una agencia del Gobierno (tal como la CNE) es usualmente organizada para ese propósito. Es importante que los participantes de la industria no estén hábiles para sobre pasar el regulador y tomar sus asuntos al Gobierno para la resolución a un nivel más alto. Esto socavará la efectividad del régimen regulador sobre el cual el éxito de los esfuerzos de reforma del Gobierno depende, particularmente acerca a los precios y la calidad de servicio a los clientes. En la República Dominicana, la Ley autoriza a la CNE a llevar a cabo su papel de fijar la política en una manera que es admirable explicito y transparente. Esto deja al Gobierno como un accionista en las compañías privatizadas por vía del Fondo Patrimonio, que ayudará reducir sus conflictos inherentes de intereses como dueño en parte del sector y el fijador de la política para el sector en su totalidad. La CNE también tiene la función de organizar las normas reguladoras, preparando los planes de indicativas para el sector energético y promoviendo las decisiones de inversión reflejadas en los planes. La CNE también tiene ciertas funciones de apelación con relación a los permisos, concesiones y las autorizaciones y los poderes de buscar la información extensiva.. Bajo el Articulo 14, se le puede dar otras funciones por el Poder Ejecutivo acerca a buen progreso y el desarrollo del sector energético. Por estas razones ya dadas, es de extrema

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importancia que el Poder Ejecutivo no use esta previsión para socavar la efectividad de la SIE. La Ley concibe a la SIE como el regulador y no la CNE. La CNE es una institución de mucho valor con un papel de reto e importante para llevar a cabo por su propio derecho. Ni ella misma ni el Gobierno deben de permitir a los participantes de la industria a traer sus asuntos de regulaciones y quejas a cualesquiera de ellos para su resolución. La CNE no debe de interpretar el Articulo 12 o el Articulo 14 e) para permitirlo a imponer las normas reguladoras o reglas que sobre pasan con o el conflicto con esas de la SIE, particularmente con relación al monitoreo del mercado y las practicas monopolísticas donde ambas instituciones tienen funciones explicitas y complementarias bajo la Ley. 11 Estas funciones deben de ser sujetas a un procedimiento transparente o protocolo que las hacen claras a los agentes del mercado cuya institución es responsable para que aspecto de estas funciones importantes y como las dos instituciones trabajarán juntas. Los participantes de la industria deben de solamente ser permitido a tratar con la CNE con relación s sus funciones como está expuesto en la Ley. Esto no debe permitirse a ser utilizado como un regulador o a hacer una segunda gestión de adivinar a la SIE. Conclusión Sería claramente imprudente a buscar a cambiar la Ley de Electricidad a esta muy temprana etapa de la implementación de las reformas para que la necesidad para cambio pueda ser propiamente evaluada a la luz de la experiencia operacional. Para la mayor parte, es una pieza de legislación impresionante, aunque hay algunas áreas que tienen que ser sobre saltadas donde hay la preocupación que sus previsiones pueden inhibir la habilidad del Gobierno a lograr sus objetivos de reforma. Hay medidas que pueden ser puestos en función para mitigar los efectos de estas dificultades, pero sí la conclusión es que las soluciones son sub-optímales, la experiencia suficiente tendrá a ser creada para justificar los cambios necesarios al Congreso. ________________________________. 11 Bajo el Articulo 14 (e), el papel de la CNE es para asegurar el funcionamiento adecuado del mercado e evitar los practicas monopolísticos. Bajo el Articulo 24 (d), el papel de la SE es para supervisar el mercado para así evitar los practicas monopolísticos y para informar a la CNE.

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ANEXO 9: PLAN PARA MEJORAR LA RECUPERACIÓN DE LAS COBRANZAS Cumplimiento del Pasado La República Dominicana ha sido largamente plagada por perdidas no técnicas y bajas tazas de cobranzas, considerablemente peores que esas en países comparables. Las razones para los problemas son muchas, pero ellos resultan primariamente del pobre manejo de la previamente compañía de energía del estado la CDE, agravado por la falte de apoyo adecuado de parte los sistemas administrativos y legales del Gobierno. Hubo algunas mejoras después de la privatización de las compañías de distribución (las EDEs), pero esto fue entonces socavada por la crisis macroeconómica del sector energético. Los problemas históricos han incluidos:

a) la pobre calidad del servicio de parte de la CDE, que socavó la disposición de los clientes

a pagar sus facturas; b) el equipo comercial / técnico pobremente organizado, quienes tomaban un largo tiempo,

por ejemplo, para arreglar o re-emplazar los medidores que habían sido rotos o entremetidos;

c) la corrupción de parte del equipo de la CDE, quienes permitieron que la electricidad sea robada mediante las conexiones ilegales, a cambio de pagos por debajo de la mesa;

d) un sistema legal que lo hacia muy caro y de mucho consumo de tiempo para la compañía a tomar acción en entra de los clientes de la electricidad, conjuntamente con penalidades que no servían como suficiente disuasión;

e) falta de fuertes acciones administrativas por parte del Gobierno para apoyar las cobranzas;

f) pobre sistemas de información comercial, que lo hacía difícil para la CDE a saber con exactitud los problemas lo suficientemente temprano para tomar acción efectivo, y eso resultó en muchas facturas incorrectas siendo enviadas;

g) la falta de medidores para muchos hogares, quienes fueron facturados por un consumo pro medio, pero quienes por lo cual tenían incentivo para consumir tanta electricidad como posible; y

h) los recursos inadecuados de parte de la CDE para hacer las inversiones necesarias (en medidores, sistemas de monitoreo, equipo para ejecuciones etc.) para mejorar las cobranzas.

El resultado fue un circulo vicioso, que resulto en citar una expresión popular tal como “la cultura de no- pago” y “robar electricidad es el segundo deporte nacional”.

Las EDEs privatizadas reconocieron la importancia de resolver estos problemas para su salud financiera, y tomaron una variedad de pasos, tal como estableciendo los sistemas de monitoreo mejorados, tomando acciones más firmes en contra de las infracciones e invirtiendo en medidores y otros equipos. Los resultados iniciales fueron una mejoría sustancial, iniciando en el 2001 (el segundo año de su administración). Sin embargo, la crisis que siguió en el 2002, el 2003 e

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el 2004 socavaron este progreso, debido: (a) la calidad de servicio bajo rápidamente, debido a los apagones e otros cortes de energía, y (b) el deterioro macroeconómico hizo pagando las facturas de electricidad más doloroso para muchos. La siguiente tabla indica el mejoramiento y subsecuente deterioro en el cumplimiento:

EdeNorte EdeSur EdeEste Combinado Perdida Cobro CRI Perdida Cobro CRI Perdida Cobro CRI Perdida Cobro CRI 2000 42% 67% 39% 37% 76% 48% 43% 76% 43% 40% 70% 43% 2001 35% 86% 56% 25% 92% 69% 29% 87% 62% 29% 88% 62% 2002 32% 77% 52% 22% 83% 65% 27% 86% 63% 27% 82% 60% 2003 42% 74% 43% 37% 80% 50% 37% 73% 46% 39% 76% 46% 2004 44% 81% 45% 31% 86% 59% 38% 73% 45% 37% 80% 50%

El Índice de Recuperación de Cobranzas (CRI) es igual a (energía facturada por las EDEs / energía comprada por las EDEs) multiplicado por (facturas pagadas por los clientes a las EDEs / total facturación de las EDEs a los clientes). Es el porcentaje de la energía total suplida por el cual el distribuidor eventualmente obtiene el pago. Tres puntos tienen que ser hechos acerca a estos datos. Primero, para poder ser comparable sobre el tiempo, ellos incluyen las áreas cubiertas bajo la PARA, en el cual la recuperación de las cobranzas es mínima. (La PARA solamente se inicio en el 2002 y empezó a ser significante en el 2003) Desde el punto de vista financiero de las compañías, sin embargo, las áreas de la PRA deben de ser grandemente excluidas, debido a que el Gobierno está cargando con el 75 por ciento del costo. Las áreas de la PRA están concentradas en la concesión de la EdeEste. Segundo, los datos del 2004 son estimados, y será ajustados después que las cifras del final del año son disponibles. Tercero, las perdidas técnicas (principalmente inevitables) suman a solamente cerca del 7 por ciento, así la mayoría de la misma puede ser potencialmente eliminado. Planes de Reducción de Perdidas Todas de las tres EDEs han sometido borradores de los planes para la reducción de perdidas para el 2005. Ellos también han incluido, más brevemente, una lista de estrategias para incrementando las cobranzas. Estos borrados de los planes están bajo revisión por un número de consultores, y serán refinados basados en sus comentarios. Las diferencias entre los documentos de la EdeEste y las EdeSur / EdeNorte proveen un buen ponto de despegue para tales discusiones, como las compañías tienen de aportar con algunos ideas diferentes como también mucho similares. Como parte de estos planes, Las EDEs han realizados dos juegos proyecciones. Uno de los cuales ellos esperan lograr esto, sí ellos son exitosos en llevar a cabo todos de los programas de reducción de perdidas que ellos están considerando. El segundo, por el cual la EdeNorte y la EdeSur ha sometido solamente números combinados, es que ellos enviaron a la IMF como una base más conservador para hacer las proyecciones financieras. Los planes de reducción de perdidas de la EdeSur y la EdeNorte son idénticos en la estrategia (debido a que ellas fueron preparados por el mismo equipo), con las diferencias solamente en los números específicos. El plan de la EdeEste contiene algunos de los mismos elementos estratégicos, pero difieren en otros. La EdeEste planifica a gastar cerca de US $7 millones para el plan de reducción de perdidas en el 2005, la EdeNorte US $7 millones, la EdeSur

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US $6 millones. Estas cifras excluyen ítem como administración, gastos generales y monitoreo, que así el costo total combinado es probablemente más cerca de US $25 millones, o cerca del 3 por ciento de los ingresos total anuales. Esto es probablemente en el lado bajo de lo que es necesario – una revisión por parte de la CDEEE concluye que la EdeNorte y la EdeSur puedan cortar en algunos otras inversiones con un repago más bajo, para así poder dar más a la reducción de las perdidas.

El documento de la EdeEste también incluye un informe sobre el resultado de su programa de reducción de perdidas en el 2004, que supuestamente ahorro cerca de 100GWh o el 3 por ciento del total de la energía comprada. (Debido que estos ahorros son informados ítem por ítem, y entonces no son reconciliados con las perdidas corporativas totales, este ahorro aparentemente ha sido anulada por toros hechos adversos resultando de la crisis del sector reanudado). Los elementos clave a estos planes son los siguientes: a) Racionamiento de energía – Las EdeSur/EdeNorte estiman que ellos pueden reducir las

perdidas por el 4 por ciento solamente por hacer las horas de servicio dado relacionado inversamente a las perdidas en el circuito. Así, los circuitos con las perdidas mínimas de energía 24 horas / día, mientras esos con perdidas cerca al 50 por ciento recibirían electricidad por menos horas por día. En adición al efecto directo sobre las perdidas, esto puede proveer algún efecto de incentivo también. La EdeEste no enfoca este asunto.

b) Medidores adicionales – esto es reconocido ampliamente como necesidad, debido que los clientes sin la medición (quien paga para un consumo “promedio”) no tienen incentivo para mantener el consumo bajo. Ellos por lo cual finalizan con más que ese consumo “promedio”, y la diferencia se hace parte de la perdida. Los medidores, aunque, son un ítem de mayor costo, así los beneficios financieros netos en el 2005 serán relativamente pequeños, aunque ellos deben de crecer por los siguientes años. Esto puede proveer cerca del 10 por ciento del ahorro de la energía.

c) “Captando” clientes – todas de las tres EDEs tienen la intención en hacer un mayor esfuerzo para localizar personas quienes actualmente se unen ilegalmente hacia la red, y regularizar su abastecimiento de energía mediante haciéndolos clientes que pagan. Es estimado a contar por cerca del 25 por ciento de la reducción de perdida (excluyendo el ítem (a)).

d) “Promoción de ventas” para los clientes residenciales – esto involucra inspección de los previos existentes del cliente, para detectar y corregir cualesquiera anomalías / irregularidades tales como interfiriendo con los medidores; atención particular será dada a los clientes con previos malos hábitos. Esto puede constituir hasta un 30 por ciento de la reducción de perdida.

e) Inspección de los clientes industriales – uno de las actividades más efectivo de costo sería inspeccionando los clientes industriales, particularmente donde hay una sospecha de fraude. Esto puede ahora ser acercado mediante la tecnología más avanzada, donde la EDE puede medir el consumo en la línea desde su propia oficina. Se está haciendo más urgente, debido al número de los clientes grandes están aparentemente involucrados en fraude electrónico sofisticado. Algún 10 por ciento de los ahorros esperados será de los clientes industriales.

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f) Corrección de anomalías técnicas (solamente en el informe de parte de EdeEste) – aparentemente hay un número de correcciones técnicas a los transformadores, paneles y medidores que pueden proveer hasta un 20 por ciento (estimado de parte de la EdeEste) de los ahorros proyectados.

La EdeEste hace énfasis sobre dos elementos genéricos de sus planes. El primero es nueva

tecnología que haría el fraude más difícil, ambos por la utilización avances en telemetría y mediante la instalación de cajas, paneles y medidores que son más difíciles para violarlos. La segunda es devolviendo la responsabilidad a las unidades locales, que puedan ser responsables para el cumplimiento.

Un consultor contratado por parte de la USAID recomendó una estrategia para la EdeSur y

la EdeNorte basado en: (a) dando más énfasis al fraude comercial grande – esto es también apoyado por la revisión de su estrategia por parte de la CDEEE; (b) llevando a cabo un programa piloto en medición a distancia, como una solución de tecnológica a la violación de los medidores; (c) contratando ambos la inspección y la cobranza. La EdeSur y la EdeNorte están considerando estas recomendaciones, y ellos pueden ser incorporadas hacia el próximo borrador de sus estrategias.

El éxito de todos de los planes de las EDEs requerirían del apoyo del Gobierno y la SIE, tal

como por vía de la PAEF el programa anti-fraude, como las mismas EDEs les falta los poderes policiales. A este fin, será necesario a resolver algunos asuntos legales mediante cambiando o clarificando algunas de las regulaciones bajo la Ley de Electricidad. Será también necesario para la PROTECOM de seguir un enfoque más balanceado de proteger los derechos de los clientes mientras asegurando el éxito de la campaña en contra del fraude de las EDEs.

Los proyectos de la EdeEste que podría ahorrar un máximo de 190 GWh en el 2005 de su

programa de reducción de perdidas, que traduciría hacia una reducción de un 6 por ciento en perdidas del nivel del 2004 (desde alrededor de un 20 a 14 por ciento excluyendo el PRA, o desde un 37 a 31 por ciento incluyendo el PRA y contando casi todo de eso hacia perdidas – el PARA actualmente es responsable por cerca del 20 por ciento de la energía de EdeEste, y perdidas bajo el programa son alrededor del 95 por ciento antes de tomar los pagos del Gobierno en cuenta). La EdeSur proyecta una posible reducción en perdidas desde un 31 a un 23 por ciento, y la EdeNorte desde un 44 a un 34 por ciento. En las cifras más conservadoras sometido al IMF, que son calculadas sobre una base ciertamente diferente, la EdeEste reduciría sus perdidas fuera de la PARA desde un 23 a un 21 por ciento, y la EdeSur / EdeNorte combinado cortaría las suyas desde un 4.05 hacia una 38 por ciento.

Mejoramiento de las Cobranzas

El informe de la EdeEste es solamente sobre reduciendo las perdidas, y no trata con el problema relacionado de las cobranzas. Sus proyecciones para el IMF indican un mejoramiento de cobranzas en el 2005 desde un 73 por ciento en el 2004 hasta un 79 por ciento, que debe de ser factible, previendo que la situación macroeconómica mejora y que haya un apoyo fuerte desde el Gobierno y la SIE, dado que sus tazas de cobranza fueron un 86-87 por ciento en el 2001.02. EdeSur/EdeNorte explica su estrategia para mejorando las cobranzas, que están basados en:

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a) abriendo una nueva oficina de pagos, expandiendo las existentes, y organizando un sistema para el pago de las facturas desde el exterior;

b) utilizando ambos el personal gubernamental y del sector privado en las cobranzas, basado en acuerdos con varias agencias del gobierno y compañías privadas;

c) entrenamiento intensivo al equipo para dar más atención a los clientes; d) estableciendo “equipos mixtos” para resolver las quejas; e) mejorando la gerencia y las normas para desconectar los clientes por el no pago; y f) redefiniendo las operaciones comerciales en los barios PRA.

Ellos proyectan, para el IMF, que ellos deben de estar posibilitados para mejorar las cobranzas combinadas desde un 83 a un 86 por ciento.

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ANEXO 10: LA SOSTENIBILIDAD FINANCIERA DEL SECTOR ENERGÉTICO SUMARIO

El objetivo de este anexo es para revisar la sostenibilidad financiero del sector energético en la República Dominicana.

La crisis macroeconómica en el país en el 2004 resultado en un periodo de depresión severa

del Peso Dominicano, que combinado con los altos precios del petróleo proveyeron un ambiente de operaciones de alto retos para el sector de electricidad. En adición, las compañías de distribución enfrentando altas perdidas y la cobranza inadecuada.

La situación era especialmente difícil en las primeras cuartos del 2004, mientras en el

ultimo cuarto habían habido algunas mejoras en los ingresos principalmente debido a la apreciación del Peso Dominicano. Las perdidas significantes incurridos por las EDEs en el 2004 llevó a retrasos, y no pagos a las compañías de generación y considerable acumulación de riesgos de cruce entre muchas de las unidades de negocios del sector de electricidad. De acuerdo a la CDEEE al final del 2004, la deuda sectorial consolidada llegó a US $485-563 millones 12.

Las mejoras en la reducción de las perdidas y la cobranza incrementado son urgentemente

requeridas para mover el sector hacia la sostenibilidad financiera. De acuerdo a las proyecciones, las compañías de distribución y la CDEE probablemente llevarán un déficit de cerca de los US $350 millones en el 2005 bajo el escenario de caso base que proyecta una mejora significante en su cumplimiento operacional. Asumiendo una mejora continua, el sector estaría hábil para llegar al empate financieramente en el 2006.

Una complicación más en el sector es introducida por el PRA. El PRA no es sostenible en

el largo plazo, como no podrá poder continuar dando los fondos a los subsidios en las áreas cubierto por el programa. Necesita a ser revisado para hacerlo sostenible financieramente y proveer los incentivos correctos para los clientes y las utilidades, mientras protegiendo a los pobres.

Este anexo comienza con una breve presentación de la situación financiera de varias

unidades de negocio en el sector de la electricidad seguido por los resultados de las proyecciones financieros para el 2005 y una sección final sobre la PRA y sus asuntos de sostenibilidad.

ANÁLISIS DE LAS UNIDADES DE NEGOCIO DEL SECTOR

Esta Sección discute las unidades de negocio individual que han emergido en el sector de electricidad. Con el retorno de la EdeSur y la EdeNorte al ser propiedad del estado, el único operador privado en el sector de distribución es ahora la EdeEste. La transmisión y la generación hidro están bajo la sombrilla de la CDEEE; la tenencia privada está presente en varias compañías de generación. ______________________. 12. El monto actual varia debido a que los deudores y a acrededores se apartan en sus estimados de la deuda. La deuda cumulativa de las tres compañías de distribución y la CDEEE solamente llega a US $426-505 millones.

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Generación

El negocio de la generación puede ser agrupado en las compañías de generación privadas y la generación hidro del sector público. Las compañías de generación son dueños de esas plantas de energía que fueron privatizadas (por la venta del 59% de las acciones con el control gerencial) durante la fase inicial de las reformas, o los proyectos de campo verde que fueron construidos y financiadas directamente por los inversionistas privados. Esta sección revisa la situación financiera de las compañías de generación privadas, mientras la generación hidroeléctrica está presentada bajo la sección sobre le CDEEE.

Para analizar los efectos de la crisis del 2004 sobre las compañías de generación privadas,

la situación financiera de las Empresas Generadora de Electricidad (EGE) Haina (representando cerca del 20% de la capacidad total de generación instalada) y la EGE Itabo (representando cerca del 17% de la capacidad total instalada) fueron examinadas. Estas compañías de generación son el 50% propiedad por inversionistas privados manteniendo el control gerencial.

El sumario de los resultados en la Tabla 1, indica que las condiciones financieras de la EGE

Haina fueron sólidas hasta el 2003. En el 2004, la situación deterioró debido al decrecimiento en los ingresos y una simultaneo incremento en los requerimientos del capital de trabajo y las obligaciones financieras.

Importantemente, los resultados financieros de la compañía de los últimos tres años indican

un incremento sostenido en las cuentas recibidas. Más de la mitad de los recursos anotados en el 2004 fueron en la forma de cuentas recibidas. Dado la incertidumbre en las cobranzas estos ingresos recibidos, la compañía enfrenta problemas de liquidez.

Tabla 1 – Resultados Financieros para la EGE Haina (US $ millones) Ingresos Gastos Combustible, Transmisión Gastos de Operación Ingresos de Operación Depreciación & Financiero & Otros Ingresos (antes de impuestos de ingresos) Impuestos Ingresos (perdidas) Netas Cuentas Recibidas Efectivo y Equivalente de Efectivo al final del año

2004* $ 176 $ (110) $ (33) $ 34 $ (53) $ (19) $ (3) $ (22) $ 96 $ 0.4

2003 $ 232 $ (152) $ (40) $ 40 $ (50) $ (10) $ 2 $ (8) $ 87 $ 3

2002 $ 219 $ (132) $ (47) $ 40 $ (21) $ 19 $ (5) $ 14 $ 63 $ 22

Nota: Las cifras arriba son redondeadas Fuente: Estados Financieros Auditados 2001, 2003 y (*) resultados preliminares del 2004 (proveídos por la compañía).

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Los resultados financieros de la EGE Itabo, presentado en la Tabla 2 abajo, indican una posición mejorando en los términos de ingresos netos. Sin embargo, las cuentas recibidas (principalmente de la CDEEE) son cerca de los ingresos totales para el 2004. Similarmente a EGE Haina, la compañía está enfrentando problemas de liquidez. Tabla 2 – Resultados Financieros para la EGE Itabo (US $ millones) Ingresos Gastos Combustible, Transmisión Gastos de Operación Ingresos de Operación Depreciación & Financiero & Otros Ingresos (antes de impuestos de ingresos) Impuestos Ingresos (perdidas) Netas Cuentas Recibidas

2004* $ 136 $ (82) $ (22) $ 32 $ (19) $ 13 $ (2) $ 11 $ 114

2003 $ 160 $ (107) $ (16) $ 37 $ (26) $ 11 $ (4) $ 7 $ 71

2002 $ 144 $ (109) $ (21) $ 13 $ (20) $ (7) $ (4) $ (10) $ 31

Fuente: Datos proveídos por la compañía, (*) resultados preliminares.

El no pago continuo para la energía comprada resultó en los llamados apagones financieros en el 2004 mientras que las compañías de generación enfrentando una crisis de liquidez estaban imposibilitados de comprar combustible a crédito. Bajo estas condiciones, el costo de energía en el sistema también incremento, mientras que la incertidumbre financiero y la falta de efectivo lo hizo difícil para las compañías de generación para entrar a participar en contratos de largo plazo para la compra de los combustibles, forzándolas a comprar el combustible en el mercado de spot.

La Compañía Tenedora (CDEEE)

La CDEEE controla la transmisión de propiedad pública y la generación hidroeléctrico.

Como es requerido bajo la Ley de Electricidad, la CDEEE ha iniciado el proceso del establecimiento de compañías de transmisión y de generación hidroeléctrica (Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, EGEHID, y la Empresa de Transmisión del Estado Dominicano, ETED) como entidades legalmente independiente. Durante este periodo de transición, la CDEEE no mantendrá las cuentas por separadas para estas funciones. La CDEEE contribuyó el 40 por ciento de la energía total suplida al sistema interconectado por el periodo de Enero – Octubre 2004: el 19 por ciento de sus propias plantas hidroeléctricas y el 21 por ciento de energía comprada de las IPPs. Todos de bienes de la transmisión del sistema interconectado son propiedad de la CDEEE.

De acuerdo al estado financiero no auditado13 por el periodo de Enero – Noviembre 2004,

la CDEEE anotó ingresos de RD $12.4 mil millones con una perdida operacional de RD $942 millones. _________________________. 13 Los estados financieros auditados para el cumplimiento de la CDEEE en el 2004 no han sido disponibles; este análisis tuvo que basarse en el borrador del Informe Anual 2004 (Memoria Anual) con datos no auditados proveídos por la compañía.

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Los desembolsos para darle el servicio a la deuda externa relacionado a la generación hidroeléctrica fueron de RD $390 millones. Durante el periodo desde Agosto a Noviembre 2004, la posición de la compañía anotado a una ganancia modesta operacional (EVITAD RD $21 millones) debido a las contribuciones significantes de alrededor de RD $2.5 mil millones proveído por el Gobierno a apoyar los pagos a los IPPs.

La Hidro generación representa alrededor de 400 MW de la capacidad disponible

instalada en el sistema Hidroeléctrico es principalmente utilizado para amortizar la participación del Gobierno de la energía entregada bajo el Programa PRA. El subsidio de la PARA está estructurado como un crédito en contra la energía comprada por el Gobierno para la compañía de distribución, basado en el monto de energía entregada a los vecindarios beneficiados. El subsidio está valorizado al precio prevaleciente del mercado de la generación de la CDEEE en ese mes.

El hecho que la EGEHID no está operando como una entidad comercial separada limite el

monto de fondos disponibles para efectivamente operar y mantener sus bienes físicos. Dado la alta volatilidad intrínsico a la generación hidro un monto fijo de fondos debe de ser apartado para garantizar la disponibilidad de los recursos para mantener los bienes hidroeléctricos en el largo plazo.

Bienes de Transmisión incluyen las facilidades de infraestructura de alto voltaje. Para el

uso y mantenimiento de estas facilidades, las compañías de distribución pagan un cargo de rueda, sumando a cerca de US $6.2/MWh a la taza de cambio actual. Tal cargo de rueda debe de ser adecuado para generar suficiente capital interno para mantener el sistema actual e invertir en la capacidad de expansión. De acuerdo al estado de cuentas no auditada por el periodo de Enero 1 a Agosto 31, 2004, la CDEEE anotó un total de RD $0.4 mil millones de cuentas recibidas de las compañías de distribución para las facturas de los cargos de rueda. Sí estos no pagos continúan, la nuevamente creada compañía de transmisión enfrentará una crisis de liquidez.

Distribución

Los resultados preliminares financieros para los primeros cinco meses del 2004 de las tres compañías de distribución son reportados en la Tabla 3 abajo 14. Los recursos están disgregados por los clientes regulares y los usuarios de la PRA. La tabla indica que la línea de perdidas de la EdeEste fueron alrededor del 27 por ciento comparado al 52 por ciento para EdeNorte y el 39 por ciento para la EdeSur, mientras la efectividad de las cobranzas para los clientes regulares estaba a lo más bajo para la EdeSur a un 68 por ciento, seguido por la EdeNorte al 72 por ciento y la EdeSur a un 75 por ciento. La mayoría de las perdidas son debido a robo de la electricidad, como confirmado por estudios previos llevados a cabo antes de la capitalización que indicaba que las perdidas técnicas no debed de exceder el 10 por ciento. En términos de la eficiencia de las cobranzas, mientras que pueda no ser posible a lograr un nivel cera del 100 por ciento, los niveles actuales oscilan del 68 al 75 por ciento reflejan un cumplimiento muy pobre. El Índice de Recuperación de Cobranzas 15 (CRI) para los primeros 5 meses del 2004, fue entonces: el 53.2 por ciento para la EdeEste, el 48.8 por ciento para la EdeSur y el 36.8 por ciento para la EdeNorte. _________________. 14 Estos resultados excluyen los cargos financieros y ellos están basado en estados no auditados. 15 El Índice de la Recuperación de las Cobranzas es igual a (energía facturada por las EDEs/energía comprada por las EDEs) multiplicado por (facturas pagadas por los clientes a las EDEs/total facturación de las EDEs a los clientes)

99

Debe de ser también anotado que los costos de operación de la EdeSur y la EdeNorte incrementaron considerablemente inmediatamente después que el Gobierno compró las acciones de unión Fenosa. Durante el mismo periodo, los costos de operación de la EdeEste se mantuvieron a muy bajos niveles. La subida continua de los costos de operación son principalmente atribuible a la cancelación de los contratos de afuera para los servicios comerciales y técnicos tales como los servicios de corte / reconexión, y sus re-emplazaos con equipo humano contratada.

Los resultados indican una perdida total anual de cerca de US $380 millones, con la EdeNorte a US $157 millones, la EdeEste a US $122 millones y la EdeSur a cerca de US $100 millones. Tabla 3 – Los Resultados Preliminares Financieros de las EDEs durante el periodo Enero – Mayo 2004 EdeSur EdeNorte EdeEste Energía Comprada GWh Energía Vendida a Clientes Regulares GWh Energía Vendida a Clientes PARA GWh Perdida de Línea % Ingresos de energía vendida a Clientes Regulares RD $ Ingresos Cobrado de energía vendida a los Clientes Regulares RD $ Eficiencia de Cobranzas % Pagos del Fondo de Compensación RD $ Ingresos Clientes PRA Cobranzas usuarios PARA RD $ Subsidio Gobierno RD $ Total Ingresos RD $ Costos de Energía Comprada RD $ de la CDEEE de otros Costos de Operación RD $ Deprecación RD $ Total Costos RD $ Resultados Netos RD $ Resultados Netos Anuales US $

1,340,951,073

717,298,868 158,570,000

34.7%

4,814,771,579

3,594,683,712 74.7%

1,128,902,381

8,759,900 467,619,035

5,199,965,028

1,841,925,908 3,411,821,809 1,872,707,520

92,161,960

7,218,617,197

-2,018,652,169

-102,313,845

1,189,780,090

539,532,785 66,020,000

49.1%

3,174,490,276

2,295,266,912 72.3%

629,073,446

6,721,500 198,030,017

3,129,091,875

1,541,538,788 3,207,162,844 1,406,918,480

80,646,502

6,236,266,614

-3,107,174,739

1157,484,782

1,207,321,187

705,538,023 235,880,000

22.0%

3,826,636,659

2,609,850,293 68.2%

331,516,250

54,923,027 564,010,517

3,560,300,087

564,010,517 4,923,639,298

428,427,041 60,551,130

5,976,627,986

-2,416,327,899

-122,469,736

Fuente: Borrador Informe NRECA Septiembre 2004

100

Estos resultados incluyen los pagos de los subsidios del Gobierno mediante el Fondo de Estabilización de US $53 millones para los primeros cinco meses del año, y el subsidio de la PRA.

Los estados auditados de la EdeNorte y la EdeSur para los primeros seis meses del 2004,

confirman los ingresos negativos para la primera parte del año.

Tabla 4 – Los resultados Financieros de las EDEs para los primeros seis meses 2004 (,000RD $) Ingresos Venta de Energía Servicios Ingresos resolución 007 Otros ingresos Ventas Netas Gastos Costos de Ventas – Energía comprada Costos de Personal Otros Costos Operacionales Ingresos de Operación Depreciación & Otros & Financieros Ingresos (antes de los impuestos sobre ingresos)

EdeSur 6,774,116 22,092 1,946,810 2,158 8,745,176 7,126,789 251,617 567,430 799,340 -4,068,241 -3,268,901

EdeNorte 4,806,568 17,556 1,868,930 986 6,694,040 6,517,952 148,562 416,874 -389,348 -3,675,447 -4,064,795

Fuente: Estados auditados 2004 Sostenibilidad del Sector

Con la asistencia de consultores financiado por la USAID16, un análisis ha sido llevado a cabo para definir los requerimientos financieros al corto plazo del sector y para definir las opciones de política principal disponible al Gobierno para poner el sector en el camino de recuperación financiero. ____________________. 16 Vivianne Blanlot – República Dominicana, Estrategia y Plan de Acción Para El Sector Eléctrico – Noviembre 2004 17 El combustible de referencia en el sector de electricidad es el fuel #6, que fue equivalente a US $27/bbl al precio base de petróleo de US $50/bbl. Para el análisis de sensitividad, un cambio en el precio del petróleo desde el caso base fue traducido hacia un ajuste equivalente del precio de la base de combustible #6. 18. Esto incluye como nivel asumido de ingresos de los ingresos de las cobranzas de los clientes; como costos: costos totales de generación, costos totales de transmisión, costos de operación de las compañías de distribución.. Del déficit, el siguiente es excluido: depreciación de los bienes de las compañías de distribución, servicio a la deuda sobre la deuda consolidada.

101

Basado en la situación prevaleciente en Octubre 2004, que el sistema perdió cercadle 39

por ciento, la taza de cobranzas de un 70.5 por ciento, y una tarifa de electricidad al detalle promedia de US $0.152/kWh, un Escenario de Negocios como Normal ha sido formulada asumiendo una taza de Cambio de RD $37.6/US $ y un precio del petróleo de US $47.56/bbl17. La proyección de flujo de caso indica un déficit 18 total sectorial de US $648 millones para el 2005. En el caso de la CDEEE, fue asumido que los subsidios pagarían a la compañía para las compras de energía de las IPPs con el cual la corporación tiene obligaciones contractuales. Los resultados del escenario de Negocio como usual son presentados en la Tabla 5 abajo:

Tabla 5 – Flujo de Caja Proyectada 2005 en el Escenario de Negocio como Usual

US $ millones EdeNorte y EdeSur 374 EdeEste 206 CDEEE 10 Apoyo Fiscal a la CDE 58 Total déficit sectorial 648

En estas proyecciones, fue asumido que la electricidad proveída a las áreas de la PRA,

continua a ser suplido a esos clientes, pero bajo las condiciones de mercado normales y sería financiada por las compañías de distribución. Sí el Gobierno decide a extender la validez de la PRA al 2005 bajo su arreglo actual, el 75 por ciento de los costos de la energía comprada serían financiadas por el Gobierno. Este arreglo alternativo no cambiaría el déficit estimado sectorial.

Los principales impulsores de los resultados financieros son (i) la línea de perdidas, (ii)

cobranzas de facturas, (iii) tarifas y subsidios, (iv) niveles de abastecimiento de energía, (v) los precios del petróleo, (vi) La taza de cambio RD $/US $, y (vii) la tarifa al granel de parte de las compañías de generación. En el corto plazo, las líneas de perdidas, cobranzas de facturas y las tarifas / subsidios pueden ser controladas por las agencias del sector energético, mientras los otros variables dependen en las políticas económicas fuera del sector energético o sobre las fluctuaciones en el mercado internacional del petróleo.

La Tabla 6 abajo presenta los resultados del análisis de sensibilidad sobre las variaciones

de los niveles de la taza de cambio, los precios del petróleo y el costo de generación comparada a las asunciones del caso de base.

Tabla 6 – Variables no controlados: Resultados del Análisis de Sensibilidad

Caso Déficit Sectorial 2005 (US $ millones) Caso Base (precio del petróleo US$47.56/bbl, RD $37.6/US $)

648

Caso Base con variación del precio del petróleo +/- 10%

+/- 71

Caso Base con variación del precio de la taza de cambio +/- 10%

+/- 77

102

Caso Base con reducción US $0.01/kWh costo de energía para la mitad del 2005

-32

Los resultados indican que, en el corto plazo, el impacto de los precios del petróleo y la

taza de cambio es muy significante. Una variación combinado no favorable por el diez por ciento de estos dos variables escalaría el déficit sectorial del 2005 desde US $648 a US $796 millones. Para el costo de generación, una reducción total de un US $0.01/hWh equivalente al 11 por ciento del precio de la generación actual promedio pagado por las compañías de distribución (US $0.09/kWh) resultaría en una reducción del déficit de US $32 millones, cuando asumido a materializarse en seis meses.

Impacto de la Reducción de Perdida y los Planes de Cobranzas Mejoradas

Las variables bajo el control por las autoridades de la RD para mejorar rápidamente el cumplimiento financiero del sector son: (a) línea de perdida, (b) cobranza de facturas, (c) tarifas y subsidios, y (d) racionamiento de la energía. En términos de las tarifas, la apreciación recién de la taza de cambio, que fue desde RD $37.32 / US $ en Septiembre 2004 a RD $30.29 / US $ en Noviembre 2004, conjuntamente con el incremento de la tarifa promedia por un 9.3 por ciento implementado al principio de Noviembre 2004, incremento los ingresos totales sectoriales por más del 30 por ciento durante el mismo periodo.

Para evaluar el impacto de la reducción de perdida y la cobranza de las facturas, tres

escenarios fueron considerados: escenarios moderados, intermedios y agresivos. Todos de los tres fueron asumidos a un nivel de abastecimiento de energía de cerca del 700 GWh por mes equivalente al 70 – 75 por ciento de la cobertura de la demanda. Los resultados de estos escenarios, que también incluyeron el incremento de ingresos del 30 por ciento comparado al Caso Base, por el cual un déficit de US $648 millones fue estimado, están expuestos en la Tabla 7 abajo.

Tabla 7 – Resultados de los escenarios sobre la Reducción de Perdidas y Mejoramiento de Cobranzas Moderado Intermedio Agresivo Reducción de perdida 39 ->35.2 39 ->31.2 39 ->28,7 Mejoramiento de Cobranzas 70.5 ->82.2 70.5 ->90.6 70.5 ->94.3 Déficit 2005 US $ millones 436 350 274 Nota: En la tabla, los clientes del PRA están incluidos

Bajo el escenario Intermedio, las proyecciones del flujo de caja indicaron que las compañías de distribución estarían hábiles para lograr un equilibrio financiero, definido como ingresos cobrados menos los costos de operación y las compras de energía, pero excluyen la depreciación y los pagos de los intereses, al inicio del 2006.

La revisión de los planes de reducción de perdidas por los consultores (ver Anexo 9),

indica que los resultados agresivos pueden quizás ser logrados sobre un periodo de tiempo más largo. Tomando esto en consideración, el Gobierno ha adoptado el programa de reducción de perdidas intermedio para estimar los recursos presupuestarios para el pago de los subsidios a ser proveído al sector energético para el año del 2005. Las proyecciones de flujo de caja y los

103

indicadores del Índice de Recuperación de Cobranzas relacionado (sin el PRA) para el Escenario Intermediado escogido son presentadas en la Tabla 8 abajo. Un Índice de Recuperación de Cobranzas cumulativo de seis meses ha sido también calculado. Este indicador es más confiable que el CRI mensual debido que hace plano los efectos de ciclo comercial (i.e., en un mes dado, la compra de energía refiere al mes previo, y la cobranza de facturas a la energía vendida dos meses antes), elimina las variaciones de las estaciones del año y reflejan más adecuadamente las fluctuaciones debido a los niveles diferentes de abastecimiento (i.e. niveles más bajo del abastecimiento de energía son asociados con niveles de perdidas más bajas). Es por lo cual un indicador preferido comparado al índice mensual, En Agosto 2004, el CRI de seis meses sin el PARA para las tres EDEs combinadas fue equivalente al 45%.

Tabla 8 – Proyecciones de Flujo de Caja y el Índice de Recuperación de Cobranzas para el 2005 (CRI excluye la PRA)

Flujo de Caja (US $ millones)

CRI mensuales CRI cumulativo 6 – meses

Enero -47.38 46.88% 49.56% Febrero -40.25 48.65% 50.79% Marzo -39.41 49.83% 49.85% Abril -39.29 51.74% 50.22 Mayo -32.06 53.14% 49.59% Junio -30.34 55.96% 50.99% Julio -25.21 56.61% 52.66% Agosto -26.99 58.34% 54.24% Septiembre -22-92 60.25% 55.94% Octubre -23.21 60.25% 55.94% Noviembre -12.48 63.72% 59.27% Diciembre -10.47 65.29% 60.97%

Bajo este escenario, es esperado que el sector podría lograr un punto de equilibrio (flujo de caja igual a 0) con un CRI mensual del 71 por ciento a mediados del 2006, equivalente a un índice mensual de seis meses del 66%. Las metas del CRI de seis meses para el desembolso de fase son por lo cual: el 50% para la fase primero; el 55% para la segunda fase; y el 60% para la tercera fase. El gatillo para la próxima operación sería un CRI de seis meses de un 65%.

El Programa de Reducción de Apagones (PRA)

El PRA, el “programa de reducción de apagones,” fue establecido por el Gobierno en el 2002, como un elemento para enfrentar la crisis del sector energético. El PRA fue diseñado como una medida interina, para ser efectivo hasta a mediados del 2004. Su objetivo inmediato fue a reducir e implementar los apagones en una manera ordenadamente. Como fue planificado por el PRA, racionamiento en los “barrios” pobres (sujeto a cortes masivos por las EDEs debido a la concentración de clientes delincuentes) será limitado a ciertas numero de horas por día. El Gobierno y las EDEs acordaron que el servicio será proveído a las comunidades en una base continua por lo menos 18 horas/ día, y 24 horas durante los fines de semana. Para compensar para esta calidad baja de servicio, los clientes fueron ofrecidos tarifas extremadamente bajas, basado en

104

el cargo fijo, con algunas diferencias mediante la capacidad instalada y el grupo de clientes, que busca a sobre pasar el habito del no pago y para preparar a los usuarios para una eventual normalización de los suministros.

El PRA especifico que el pago de la energía suplida a los vecindarios pobres debe de ser

divido entre el Gobierno (el 75 por ciento) y las utilidades (el 25 por ciento). Los fondos del Gobierno para cubrir su participación de la PRA vendrían de los ingresos de la venta de la energía hidro de la CDEEE en el mercado spot. Los ingresos cobrados de los clientes de la PRA serían distribuidos al Gobierno (el 48 por ciento) y a las EDEs (el 32 por ciento). El restante (20 por ciento) sería destinado para mejoras de la red.

El PRA tuvo el merito de poner un fin a los apagones de manera casuales, por todo el país

rodante, como también proveer alguna estabilidad financiera al costo de servir a los pobres. El PRA también trajo algunos beneficios a las EDEs. En las áreas con altas perdidas técnicas, el fraude rampante y bajas cobranzas (donde la utilidad cobraba ingresos por menos del 25 por ciento de la energía entregada), el PRA trajo alivio a las utilidades, mientras el Gobierno pagaba por el 75 por ciento de la energía. Esto apela a las EDEs, pero creó un incentivo perverso al sector, mientras las perdidas de la utilidad perdieron su motivación a mejorar la eficiencia comercial, y simplemente “se lavaba sus manos” mediante la transferencia del problema al Gobierno.

A pesar de su éxito aparente, debido a la falta de medición, la PRA crea incentivos

perversos, tales como: (i) los clientes instalando bombillos sin el interruptor eléctrico; (ii) los clientes cambiando del LPG hacia la electricidad para cocinar, dados a los incrementos de los precios recientemente en el LPG; y (iii) la migración de negocios pequeños y medianos a las áreas de la PRA.

El Gobierno y las utilidades han expresados premuras acerca las dificultades inherentes de

la medición, facturación y las cobranzas, particularmente en las áreas actualmente clasificadas como PRA. Sin embargo, los problemas no son únicos a la República Dominicana. Otros países han tratados con ello creativamente, trabajando mano a mano con las comunidades locales y con el apoyo del Gobierno. La implementación de la medición y los procedimientos efectivos comerciales no pasarán de la noche al día, pero cualquier plan para hacer el sector de electricidad sostenible debe de tener de meta para la cobertura del 100 por ciento en el término mediano (posible de 3 – 4 años).

En adición a los incentivos perversos descritos arriba, la PRA aparentemente no se ve como

muy bien puesto la mira al eczema de los subsidios. Esto es debido que la población dentro de los “barrios” calificados es heterogénea en términos de ingresos y los patrones de consumo. Sin embargo, los clientes son tratados la misma manera en términos de los subsidios, horas he falta de energía y la calidad de servicio dado. Esto punto de vista que “un tamaño le sirve a todos” es una manera inefectiva para proveer los subsidios y para racionar la energía, mientras de deseo de los clientes a pagar por lo kWh y la confiabilidad no son tomada en cuenta. El Gobierno debe de diseñar más maneras creativas para enfocar los subsidios hacia a los pobres. Una tarifa de bloque invertido clásico puede proveer mejores resultados efectivos. El monto total de los subsidios proveído por el Gobierno a los pobres debe de ser construido hacia la estructura de la tarifa.

105

La PRA es ya llegando al punto de la no sostenibilidad financieramente. Agrupa algunos 500,000 hogares, 3 millones de personas ( de una población total de 8 millones). El subsidio proveído por el Gobierno pronto se convertirá insuficiente para cubrir su participación de los costos.

La combinación de la falta de medición con la indiscriminada corte reesfuerza la actitud de

ineficiente uso y no pagos. La PRA no es un programa sostenible, y su falta de sostenibilidad puede eventualmente impedir los planes para la recuperación financiera del sector. La PRA era supuestamente a ser descontinuada en el 2004, pero fue extendido al 2005. Los esfuerzos deben de ser realizados inmediatamente a re-pensar el programa en su totalidad. Algunos de sus incentivos perversos deben de ser eliminados. El paso más importante es acurdar sobre el objetivo de consumo medido, que requiere teniendo un plan bien diseñado para instalar nuevos medidores. Esto es también una oportunidad para mejorar el sistema de distribución, mejorar la calidad del servicio, reducir las perdidas técnicas, y mejorar la seguridad. Requiere inversiones (alrededor de US $150 por cliente), y un cambio en la cultura existente de no pago y los actos vandálicos. Esto solamente puede ser logrado mediante la cooperación entre las utilidades, los lideres de la comunidad y el Gobierno.

El Gobierno tiene un papel importante para jugar en “vender” los beneficios del programa,

e ayudando a las utilidades fijar normas altas para las cobranzas y combatiendo el fraude en los vecindarios de mediano y altos ingresos. Un esfuerzo de planificación sólido, involucrando el Gobierno y las utilidades es necesarias, para implementar un nuevo y revisado PRA con un horizonte de 2 – 3 años.

106

ANEXO 11: PORTAFOLIO DE OPERACIONES (IBRD/BID Y DONACIONES)

República Dominicana

Portafolio de Operaciones (IBRD/BID y Donaciones) Desde la fecha del 17/01/2005 Proyecto Cerrado 30.0 _____________________________________________________. IBRD/BID*

Total Desembolsado (Activo) 71.7 Del cual ha sido repagado 0.3 Total Desembolsado (Cerrado) 821.5 Del cual ha sido repagado 559.3 Total Desembolsado (Activo + Cerrado) 893237892.6 Del cual ha sido repagado 559633430.4 Total No desembolsado (Activo) 165.7 Total No desembolsado (Cerrado) 7.0 Total No desembolsado (Activo + Cerrado) 172699154.1 Proyectos Activos Diferencia Entre Ultimo PSR Esperado y Actual

Rango de Supervisión Monto Original en US $ Millones ID Nombre Proyecto Objetivos Progreso Año IBRD Sin Orig. Fondos Proyecto Desarrollo Implementado Fiscal Des Recibidos PO59510 Aguas Pluviales en Centros

TSM LIL S U 2000 5.0 2.6 2.6 2.6

PO52736 Proyecto Reforma Telcom S U 2000 12.3 4.4 4.4 PO68753 GDLN S S 2001 3.4 1.1 -1.9 PO71505 Prevención / Control

HIV / SIDA S U 2001 25.0 18.2 -6.8

PO76802 Apoyo Reforma Salud (APL)

S U 2003 30.0 30.0 10.9

PO54937 Educación Niñez Temprano S U 2003 42.0 39.6 9.6 PO78838 Asistencia Técnica

Sector Financiero S S 2004 12.5 12.5 1.0

PO82715 Proyecto TA Sector Energético

S S 2004 7.3 7.3 1.1

PO85433 Préstamo Ajuste Respuesta Crisis Social

U U 2004 100.0 50.0 50.0

Total 237.5 165.7 70.9 2.6

107

ANEXO 12: PORTAFOLIO DE ESTADO DE TENIDO Y DESEMBOLSADO DEL IFC Año Fiscal Aprobado

Nombre Corto Institución

Préstamo IFC Cmtd.

Equidad IFC Cmtd

QL+QE IFC Cmtd.

Toda Cmtd. Parte

Préstamo Fuera IFC

Equidad Fuera IFC

QL+QE IFC Fuera

Toda Parte Fuera

2005 Aerodom 45.00 0.00 0.00 15.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2003 Banco

BHD 10.00 0.00 10.00 0.00 0.00 0.00 10.00 0.00

2002 CII 30.00 0.00 0.00 0.00 28.70 0.00 0.00 0.00 2004 Domicem

S. A. 24.00 0.00 0.00 24.00 20.00 0.00 0.00 20.00

1998 Flamenco Bavaro

2.76 0.00 7.70 9.49 2.76 0.00 7.70 9.49

2004 Grupo M 20.00 0.00 0.00 0.00 12.50 0.00 0.00 0.00 2000/2003 Hospiten 1.43 0.00 0.00 1.20 1.43 0.00 0.00 1.20 2005 Hoteles

Occidental 0.00 0.00 20.00 0.00 0.00 0.00 20.00 0.00

2005 Occidom 10.00 0.00 0.00 40.00 10.00 0.00 0.00 40.00 2002 Orange

Dominicana 30.90 0.00 15.00 44.15 30.90 0.00 15.00 44.15

2000 Rica 9.00 0.00 3.00 0.00 9.00 0.00 3.00 0.00 1995/1996 Smith-

Enron 7.47 0.00 3.06 3.88 7.47 0.00 3.06 3.88

Total Portafolio

190.56 0.00 58.76 137.72 122.76 0.00 58.76 118.72

108

ANEXO 13: EL PAÍS A SIMPLE VISTA

República Dominicana a la vista Pobreza y Social República

Dominicana América Latina y el Caribe

Ingresos Parte baja mediano

2003 Población, mitad del año (millones) 8.7 534 2,655 GNI per capita (método Atlas, US $) 2,140 3,260 1,480 GNE (método Atlas, US $mil millones) 18.6 1,741 3,934 Crecimiento Promedio Anual, 1997-03 Población (%) 1.8 1.5 0.9 Fuerza Laboral (%) 4.5 2.1 1.2 Estimado más recién, (último año disponible, 1997-03) Pobreza (% de población en pobreza extrema) 5 -- -- Población urbana (% población total) 67 77 50 Expectación de vida al nacimiento (años) 67 71 69 Mortalidad Infantil (por 1,000 nacimientos vivos) 32 28 32 Malnutrición Niñez (% de niños menores de 5) 5 -- -- Acceso a una fuente de agua mejorada (% población) 86 86 81 Analfabetismo (% de población 15+) 16 11 10 Enrolado en Primaria bruto (% población escolar) 124 129 112 Varones 126 131 113 Hembras 122 126 111

Nota: Los datos del 2003 son estimados preliminares * Los diamantes indican cuatro indicadores claves en el país (oscuro) comparado con su promedio de grupo de ingresos. Sí hay datos faltantes, el diamante estará incompleto.

109

RELACIONES ECONOMICOS CLAVER y TENDENCIAS A LARGO PLAZO 1983 1993 2002 2003 GDP (US $ mil millones) 8.6 9.7 21.6 16.5 Inversión Domestica Bruta / GDP 21.1 26.5 22.5 23.0 Exportaciones de bienes y servicios / GDP 14.4 30.2 37.8 51.9 Ahorro domestica bruto / GDP 17.2 19.1 13.9 20.6 Ahorro nacional bruto / GDP 19.3 21.1 19.0 27.1 Balance de cuenta actual / GDP -4.0 -5.5 -3.7 6.3 Pagos de intereses / GDP 1.5 1.2 1.0 1.3 Total deuda pública / GDP 34.0 49.9 21.5 36.6 Total servicios a la deuda / exportaciones 27.2 5.6 7.5 7.1 1983-93 1993-03 2002 2003 2003-07 (promedio crecimiento anual) GDP 2.8 6.3 4.3 -0.4 2.6 GDP per capital 0.5 4.4 2.5 -2.2 0.8 Exportación de bienes y servicios 6.9 9.1 -3.6 30.7 -0.5 Nota: Los datos del 2003 son estimados preliminares * Los diamantes indican cuatro indicadores claves en el país (oscuro) comparado con su promedio de grupo de ingresos. Si dato no está, el diamante será incompleto.

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PRECIOS y FINANCIAS DEL GOBIERNO 1983 1993 2002 2003 Precios Domésticos (% cambio) Precios del consumidor 7.6 4.6 5.2 27.4 Desflamador GDP Implícito 3.5 4.9 5.2 27.4 Finanzas del Gobierno (% de GDP, incluyendo donaciones actuales

Ingresos actuales -- 15.5 16.5 16.1 Balance de presupuesto actual -- 7.5 4.6 -1.3 Superrabita / déficit total -- -1.1 -2.2 -4.5 COMERCIO (US $ millones) Exportaciones total (fob) 906 2,971 5,183 5,439 Azúcar Cruda 209 112 74 75 Cacao Crudo 55 33 61 68 Manufactura 198 2,609 4,317 4,399 Total Importaciones (cif) 1,569 5,120 9,722 8,672 Comestibles -- 973 440 373 Combustibles e energía -- 548 1,427 1,572 Bienes de capital -- 695 1,392 1,009 BALANCE de PAGOS (US $millones) Exportación de bienes y servicios 1,363 4,748 8,236 8,875 Importación de bienes y servicios 1,890 5,478 10,151 9,100 Balance de recursos -527 -730 -1,915 -225 Ingresos netos -297 -697 -1,152 -1,244 Transferencias corrientes netas 478 894 2,269 2,504 Balance cuenta actual -346 -533 -798 1,036 Ítem financiados (neto) 288 -57 158 -1,288 Cambios en las reservas netas 58 590 640 252 Memo: Reservas incluyendo oro (US $millones) -- -- 630 279 Taza de conversión (DEC. Local & US $) 1.0 12.5 18.6 30.8

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DEUDA ESTERNA y FLUJO DE RECURSOS

(US $ millones) 1983 1993 2002 2003 Total deuda pública sin pagar y desembolsado 2,930 4,960 4,643 5,984 IBRD 139 261 349 347 BID 22 19 13 12 Total servicio a la deuda pública 373 324 644 652 IBRD 13 45 47 54 BID 0 1 1 1 Composición de recursos netos de flujo Donaciones oficiales 11 43 0 0 Acreedores oficiales 94 -11 -85 -99 Acreedores privados -23 -28 475 370 Inversión directa del extranjero 48 189 917 1,011 Equidad del portafolio 0 0 -26 -68 Programa Banco Mundial (IBRD & BID) Compromisos -- -- 42 30 Desembolsos 27 26 57 31 Repago de principal 4 26 26 34 Flujos netos 23 0 31 -3 Pagos de interés 10 20 22 21 Transferencias netas 14 -20 9 -24 Development Economics.

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EN FE DE LO CUAL, sello y firmo este Informe No. 31741-DO del Banco Mundial para el Sector Energético de la República Dominicana, a la solicitud de la Corporación Dominicana de Empresas de Energía Eléctricas (CDEEE), en la ciudad de Santo Domingo de Guzmán, Capital de la República Dominicana, a los veintiocho (28) días del mes de junio del año dos mil cinco (2005), habiéndolo inscrito en el registro a mi cargo con el No. 250-05.

Lic. Adolfo A. Camarena Interprete Judicial

Ced. y Registro Electoral No. 001-0100602-1

Sello de R. I. No. 8089580, valor de RD $1.00.