Documento delBanco Mundial

Documento De Tasacion De Proyecto

Sobre Una Propuesta De Prestamo

Por Un Monto De Us$7.30 Millones

A La Republica Dominicana

Para Un Proyecto De Ayuda Técnica Al Sector

Energetico

7 de enero de 2004

Departamento de Finanzas, Infraestructura y Sector Privado Unidad Gerencial del País para el Caribe Oficina Regional para Latinoamérica y el Caribe

Reporte No: 26186

EQUIVALENCIAS MONETARIAS

(Tasa de Cambio Efectiva al 15 de diciembre de 2003)

Unidad Monetaria = Peso Dominicano (PDM)

US$1.00 = 45 PDM

AÑO FISCAL1 de enero – 31 de diciembre

ABREVIATURAS Y SIGLASEAP Estrategia de Asistencia al PaísCDE Corporación Dominicana de ElectricidadCDEEE Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales CNE Comisión Nacional de Energía

IRE Índice de Recuperación de Efectivo

CoDis Compañía Distribuidora

EGEHD Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana

ETED Empresa de Transmisión del Estado DominicanoIED Inversión Extranjera DirectaZLC Zonas de Libre ComercioPIB Producto Interno BrutoCoGen Compañía Generadora

PIEs Productores Independientes de Energía

SF Secretaria de Finanzas

SIC Secretaria de Industria y Comercio

OC Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Interconectado de la República Dominicana

PAEF Programa Nacional de Apoyo a la Eliminación del Fraude Eléctrico

PRA Programa Nacional de Reducción de Apagones

PNER Programa Nacional de Electrificación Rural

ACEs Acuerdos de Compra de EnergíaPROTECOM Oficina de Protección al Consumidor de Energía EléctricaSIE Superintendencia de Electricidad

AT Asistencia Técnica

VAD Valor Agregado de Distribución

OMC Organización Mundial de Comercio

Vice-Presidente:Directora en el País:Director del Sector:Gerente del Sector:

Líder del Sector:Líder de Tareas del Sector:

David de Ferranti Caroline D. Anstey Danny LeipzigerSusan G. GoldmarkJyoti Shukla Jayme Porto Carreiro

PROYECTO DE PRESTAMO PARA AYUDA TÉCNICA

AL SECTOR ENERGÉTICODE LA REPUBLICA DOMINICANA

CONTENIDO

A. Objetivo de Desarrollo del Proyecto Página

1. Objetivo de desarrollo del proyecto

2. Indicadores claves de desempeño

B. Contexto Estratégico

1. Meta apoyada por el proyecto de Estrategia de Asistencia al País (EAP) relativa al sector2. Asuntos del sector principal y estrategia del Gobierno

3. Asuntos del sector a ser abordados por el proyecto y elecciones estratégicas

C. Resumen Descriptivo del Proyecto

1. Componentes del proyecto2. Política clave y reformas institucionales apoyadas por el proyecto3. Beneficios y población objeto4. Disposiciones institucionales y de implementación

D. Fundamentos del Proyecto

1. Alternativas al proyecto consideradas y rezones de rechazo2. Proyectos principales financiados por el banco y otras agencias de desarrollo3. Lecciones aprendidas y reflejadas en el diseño del proyecto4. Indicaciones de compromiso del prestatario y pertenencia5. Valor agregado del apoyo del Banco en este proyecto

E. Resumen del Análisis del Proyecto

1. Económico

2. Financiero3. Técnico4. Institucional5. Medioambiental6. Social7. Políticas de Protección

F. Riesgos y Sostenibilidad

1. Sostenibilidad

2. Riesgos críticos

G. Condiciones Principales

1. Condiciones de entrada en vigencia 2. Otros

H. Disponibilidad de Implementación

I. Cumplimiento de las Políticas del Banco

Anexos

Anexo 1: Resumen del Diseño del ProyectoAnexo 2: Descripción Detallada del ProyectoAnexo 3: Costos Estimados del ProyectoAnexo 4: Resumen del Análisis Costo-Beneficios, o Resumen del Análisis Costo-EfectividadAnexo 5: Resumen Financiero para Entidades Receptoras de Ingresos del Proyecto, o Resumen FinancieroAnexo 6: (A) Disposiciones para Adquisiciones

(B) Administración Financiera y Disposiciones de DesembolsoAnexo 7: Calendario de Procesamiento del ProyectoAnexo 8: Documentos en el Archivo del ProyectoAnexo 9: Estado de Préstamos y CréditosAnexo 10: El País de un Vistazo

Préstamo para Ayuda Técnica al Sector EnergéticoREPUBLICA DOMINICANA

Documento de Tasación de Proyecto Región de Latinoamérica y el Caribe LCSFE

Fecha: 18 de diciembre de 2003Director del Sector: Danny M. LeipzigerDirectora País: Caroline D. AnsteyID del Proyecto: P082715Instrumento de Préstamo: Préstamo de Ayuda Técnica (PAT)

Líder de Grupo: Jayme Porto CarreiroSector(es): Energía (80%), Sector energía general (20%) Tema(s): Servicios de infraestructura para desarrollo del sector privado (P), Política de regulación y competencia (S)

Datos de Financiamiento del Proyecto

[X] Préstamo [ ] Crédito [ ] Concesión [ ] Garantía [ ] Otro:

Para Préstamos/Créditos/Otros:Moneda del Préstamo: Dólar EstadounidenseMonto (US$m): 7.30Fundamentos del Prestatario para Selección de Términos Disponibles en Archivo: SiTérminos Propuestos (BIRD): Préstamo Tasa Fija (PTF)Período de gracia (años): 5 Años para vencimiento: 17Cuota de compromiso: 0.75% Tasa inicial de finalización (TF) préstamo del Banco: 1.00%

Pago por TF: Capitalizar de las Ganancias del Préstamo

Selección inicial de la Tasa de interés: Auto. Fijación de Tasa por período 6 mesesTipo de calendario de re-pago:[X] Fijado al compromiso, con el siguiente método de re-pago (escoger uno): nivel[ ] Ligado al Desembolso

Plan de Financiamiento (US$m): Fuente Local Extranjera TotalPRESTATARIOBIRD

3.70 0.00

0.00 7.30

3.70 7.30

Total: 3.70 7.30 11.00Prestatario: GOBIERNO DE LA REPUBLICA DOMINICANAInstitución Responsable: COMISION NACIONAL DE ENERGIA (CNE)Dirección: Gustavo Mejía Ricart Esq. Agustín Lara, Edif. de la CREP, 3er Piso, Santo Domingo, República Dominicana.Contacto: Ing. Antonio AlmonteTel.: (809)547-3044 Fax: (809)547-2073 Email: aalmonte@cne.gov.do

Desembolsos Estimados ( Banco AF/US$m):AF 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Anual 0.30 1.30 1.60 1.60 1.50 1.00 Acumulativo

0.30 1.60 3.20 4.80 6.30 7.30

Período de implementación del proyecto: 5 añosFecha esperada de entrada en vigencia: 01/04/2004

Fecha esperada de cierre: 30/06/2009

A. Objetivo del Proyecto en Desarrollo

1. Objetivo del Proyecto en Desarrollo: (ver Anexo 1)

El Proyecto propuesto de Asistencia Técnica al Sector Energético (AT) tendrá varios objetivos específicos y está diseñado para proveer asistencia especializada para ayudar a:

• Fortalecer el desempeño del Gobierno en la regulación y protección al consumidor, revisando y corrigiendo los problemas con el sistema de regulación y la estructura institucional y fortaleciendo la Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Oficina de Protección al Consumidor (PROTECOM);

• Mejorar la política de formulación e implementación: (i) promoviendo un diálogo nacional para lograr un consenso en las reformas requeridas y la participación del sector privado; (ii) fortaleciendo la Comisión Nacional de Energía (CNE); (iii) financiando procesos de consultas públicas; y (iv) mejorando el manejo de los intereses del Gobierno como accionista en las empresas del sector eléctrico a través del Fondo Patrimonial (FONPER);

• Desarrollar la red de transmisión y el mercado de energía al por mayor, para mejorar la seguridad del sistema e incrementar la competencia en el mercado de energía al por mayor;

• Incrementar la cantidad y calidad de energía eléctrica a los pobres, a través de programas rurales de electricidad y mejorar el Programa Nacional de Reducción de Apagones (PRA) en barrios urbanos; y

• Proteger el medio ambiente, analizando y dedicándose a asuntos del sector ambiental.

Esta propuesta de Proyecto de Asistencia Técnica al Sector Energético de cinco años es un elemento de un paquete de asistencia global al sector energético de la República Dominicana que también incluye el financiamiento para la importación de combustible de emergencia en el Préstamo de Ajuste como Respuesta a la Crisis Social, y bajo las condiciones apropiadas, un seguimiento al Préstamo Programado de Reforma al Sector Energético y, posiblemente una operación de inversión.

Durante 1980 y a principios de 1990, el servicio de electricidad de la República Dominicana se vio marcado por apagones frecuentes, grandes pérdidas de energía, cobro deficiente, y deficiencias en las operaciones y el mantenimiento. Este mal servicio causó un ciclo vicioso en la falta de pago de las cuentas de energía e incapacidad financiera para mejorar el servicio. Durante el final de 1990, el Gobierno comenzó un proceso de reestructuración importante en el sector, cediendo el control de manejo de distribución y generación termales al sector privado, con dominio minoritario del Gobierno. La Ley de Electricidad de julio de 2001 promovió las reformas con un Nuevo marco legal y regulatorio.

En respuesta al incremento internacional de los precios en los combustibles en 2000-01, el Gobierno inició una congelación en los precios al detalle e impuso una política de subvención, lo cual ocasionó costos fiscales de alrededor de US$20 millones mensuales. A mediados de 2002, las entidades del sector sufrieron una crisis financiera, y el servicio fue cortado bruscamente.

En Septiembre de 2002, el Gobierno introdujo medidas para tratar la crisis y buscar soluciones a largo plazo a los problemas; esto incluyó: (i) la renegociación de contratos conjuntamente con pagos de deudas atrasadas; (i) la eliminación de la subvención generalizada, a la vez que se mantenían enfocados en la subvención a los pobres; (iii) el pago de las cuentas eléctricas del Gobierno; y (iv) un esfuerzo por combatir el robo en la electricidad (ver la Sección II para un detalle de este asunto). Estos esfuerzos proveyeron una tregua temporal, pero a principios de 2003 resurgieron serios problemas financieros, cuando el Gobierno decide no ajustar las tarifas en línea con una depreciación significativa en el peso Dominicano. En Septiembre de 2003, el sector reforma sufrió una contrariedad adicional cuando los inversionistas privados (Unión Fenosa) vendió al Gobierno sus intereses en dos de las tres compañías distribuidoras. Sin embargo, el Gobierno ha indicado que está empeñado en perseverar sus esfuerzos hacia la reforma del sector y atraer nuevos inversionistas privados en la distribución de energía.

Los objetivos a largo plazo del programa global de asistencia son, apoyar al Gobierno para que realice su visión original y completar las reformas de segunda generación en el sector eléctrico. Específicamente, estos objetivos son:

• Mejorar la calidad del servicio, especialmente terminando con los apagones persistentes de los últimos años;

• Incrementar el porcentaje de la población con acceso a electricidad;

• Aumentar la eficiencia en las operaciones del sector energético;

• Atraer nuevos inversionistas para la distribución de energía;

• Garantizar que las entidades operativas en el sector tengan la oportunidad de alcanzar estabilidad financiera.

El Gobierno está comprometido a alcanzar estos objetivos a través de un mercado de electricidad competitivo con la participación privada y un sistema regulatorio autónomo, transparente y consistente, complementado con obligaciones e incentivos claros para un acceso eléctrico universal. Esta visión sectaria estuvo bien articulada en la Ley de Electricidad aprobada en julio de 2001, y ha sido demostrada por una serie de reformas de primera generación para desenvolver el sector, privatizar las compañías generadoras de distribución y térmicas, y formular un nuevo sistema reglamentario autónomo.

2. Indicadores claves de rendimiento: (ver Anexo 1)

Resultados: Indicadores:

1. Protección Reglamentaria y al Consumidor

Soporte en la construcción de acuerdo para Revisión de la Superintendencia de Electricidad (SIE) en el sector energético reformas

• Responsabilidades• Procedimientos• Interacción con CNE• Función de arancel• Normas de servicio

SIE desarrollo del personal• Entrenamiento del personal• Viajes de estudio

Servicio de asesoría a SIE

Estudios técnicos de SIE

Procedimientos de la oficina de Protección al Consumidor (PROTECOM)• Quejas del consumidor• Monitoreo

Inspección de los mecanismos alternos de apelación

2. Formulación de normas

Apoyo para la construcción de acuerdo en las reformas del sector energético

Talleres y Seminarios. Reunión con los grupos principales dominantes

del tenedor de apuestas Publicaciones, radio, televisión Extensas entrevistas con representantes claves

de la sociedad civil y el sector privadoSoporte para la Comisión Nacional de Energía (CNE):• Análisis de las normas• Sistema de información• Entrenamiento del personalApreciación del Programa Anti-Fraude (PAEF)

Soporte del Fondo Patrimonial (FONPER):• Interactuando con socios del sector privado• Estrategia a largo plazo para reducir acciones del Gobierno

SIE (incluyendo PROTECOM) es considerada una buena agencia autónoma reguladora

Recomendaciones de revisión ampliamente aceptadas

Mejoras en la capacidad del personal de SIE

Mejoras en la realización de SIE

Aceptación de las recomendaciones de estudio Amplio uso por el consumidor de PROTECOM

Nuevo mecanismo aprobado

Las políticas del sector son coherentes e implementadas

Mayor conciencia pública de los problemas del sector

CNE se convierte en una institución efectiva en la creación de normas

Incremento en la recuperación de dinero en efectivo

Relaciones calmadas con los socios del sector privado

Venta de las acciones del Gobierno

Resultados: Indicadores:

3. Desarrollo de la Transmisión y del Mercado Energético

Soporte para la Compañía Dominicana de Transmisión (ETED):•Plan de negocio•Plan de expansión•Entrenamiento de personal

Plan de negocio para la Compañía Generadora Dominicana Hidroeléctrica (EGEHID)Alternativas para la participación del sector privado

Revisión de la tarifa de transmisión

4. Electricidad para los Pobres

Rediseño del Programa de Reducción de Apagones (PRA):

Soporte para Corporación Dominicana de las Compañías Eléctricas del Estado (CDEEE):•Estudio de electrificación rural•Proyectos pilotos de electrificación rural

Impacto de apreciación

5. Protección Ambiental

Apreciación preliminar del ambiente

Apreciación ambiental del sector estratégico

Estrategias ambientales

Guías ambientales

Apagones, colapsos del sistema, y costos del sector son reducidos

Inversión de transmisión

Plan de negocio producido

Inversión privada en transmisión

Mecanismo de tarifa adecuada establecido

Tanto la calidad de suministro en los barrios y la cobertura rural mejoran

Más conexiones legales;Redes rehabilitadas;Uso de la electricidad con mayor eficiencia en los barrios PRA.

Proporción de cobertura mejorada; Costos de la energía reducidos.

Recomendaciones aceptadas e implementadas

Reducción en los daños ambientales debido al sector energético

Informes de consulta/asesoría

Problemas identificados

Menos contaminación del sector energético

B. Contexto Estratégico1. Meta del Sector-relacionado a la Estrategia de Asistencia al País (EAP) apoyada por el proyecto: (ver

Anexo 1)

Número del documento: 19393 Fecha de la última conversación de EAP: Julio 6, 1999

EAP y el Sector de Electricidad

La operación propuesta es una parte importante dela EAP, la cual fue discutida por la Junta el 6 de julio de 1999, y del Reporte de Progreso para AF04-05 presentado conjuntamente con ésta operación. La estructura para la reducción de pobreza y desarrollo sostenido de 10 años trazado en la EAP del 1999 contempla una estrategia dividida en cuatro: (i) crecimiento económico sostenido, (ii) incrementar el acceso de los pobres al beneficio del crecimiento, (iii) modernizar el estado, e (iv) implementar políticas ambientales para el desarrollo sostenido. El argumento de préstamo fundamental incluyó un Proyecto de Desarrollo para el Mercado de la Energía de US$110 millones en AF00, pero con el tiempo del préstamo contingente a la adopción de una estructura adecuada, legal y regulatoria. La Ley de Electricidad, la cual fomenta una participación privada y una competencia abierta, fue finalmente aprobada en julio de 2001, y sus regulaciones de apoyo fueron aprobadas por decreto en julio de 2002.

Desde entonces, el Gobierno y el Banco Mundial han sostenido conversaciones continuas en cuanto al apoyo del Banco para un programa comprensivo de reforma al sector energético, pero estas conversaciones no pudieron ser fructíferas debido a que el Gobierno no fue capaz de demostrar un plan para liquidar los atrasos financieros existentes en el sector. Mientras tanto la situación financiera en el sector eléctrico se ha deteriorado nuevamente al ser exacerbados los profundos problemas de recuperación de costos y baja recaudación debido a la crisis económica del país. La rápida depreciación en el cambio de la moneda aumentó los costos de generación (en RD$), lo que ha generado un impacto monetario al reintroducir el Gobierno subsidios en el sector eléctrico y luego de volver a comprar dos de las tres compañías distribuidoras. El Informe de Progreso (RP) de la EAP de 2003 presentado conjuntamente con ésta operación reconoce la crisis inmediata en el sector eléctrico con apagones muy difundidos y costos monetarios insostenibles. El RP de la EAP también reconoce que cualquier reforma significante de medio término requerirá un dialogo nacional que conduzca a un pacto nacional en cuanto a las acciones difíciles a ser tomadas a corto y mediano plazo. Como resultado, ésta operación de AT será presentada a la Junta en éste momento para proveer asistencia técnica para iniciar éste diálogo nacional. El Banco está también respaldando las necesidades de emergencia en liquidez para la compra de combustible para la generación a través del Préstamo de Ajuste en Respuesta a la Crisis Social, presentada conjuntamente con ésta operación. En el futuro, el Banco también proveerá apoyo programado para la reforma del sector eléctrico a mediano plazo, luego de haber un progreso en un diálogo y pacto nacional más amplio.

Enlace Económico

Un sector energético en buen funcionamiento es una condición previa para el crecimiento económico. El rápido crecimiento en el sector eléctrico contribuyó en un 5.9 por ciento anual del rápido crecimiento de la economía durante 1990. Entre 1992 y 2001, la demanda de electricidad total aumentó a razón de 7.5 por ciento comparado con la tasa de crecimiento del 5.9 por ciento del PIB.

Este incremento en la demanda, junto a la apertura de inversiones privadas del sector energético captó unos US$1 billones en inversiones extranjeras. De hecho el sector energético por sí solo ha sido el responsable del 23.3 por ciento de todas las inversiones extranjeras directas (IED) desde 1995, alcanzando el 40 por ciento en 2001. Este flujo de inversiones extranjeras ha sido una fuente importante de financiamiento para el déficit de la cuenta actual. En 1999, el flujo de recursos extranjeros al sector fue de 1.47 veces el déficit de la cuenta actual. Se espera que ésta inversión prosiga luego de la actual crisis cuando las compañías energéticas se expandan y transformen sus fuentes actuales de combustibles de fuel-oil y gasoil a carbón y gas natural.

Sin embargo, la contribución de éstas grandes inversiones extranjeras en el crecimiento y la reducción de la pobreza ha sido limitado por los continuos problemas en el sector. En términos de crecimiento económico, los costos han sido racionados cuantitativamente a través de los apagones recurrentes, grandes fluctuaciones de voltaje que dañan las maquinarias eléctricas, y – hasta la depreciación del peso Dominicano – los precios extremadamente altos para los negocios (US$0.14/kWh, el precio promedio de la electricidad promedio en la Republica Dominicana fue uno de las más altos de la región). Estos problemas limitan el crecimiento económico de tres maneras. Primero, disuaden tanto las inversiones locales como las internacionales, especialmente en los sectores que usan la electricidad intensivamente. Las encuestas indican consistentemente que los problemas del sector eléctrico son un gran constreñimiento para la inversión. Por ejemplo, tres cuartos de los que respondieron a la encuesta del ambiente de la inversión de Servicios Consultivos de la Inversión Extranjera (FIAS) consideraron que la electricidad era el factor que más desalentaba la inversión en la República Dominicana. Segundo, obligaba a los hogares y empresas a incurrir en gastos adicionales en la creación de fuentes alternas de electricidad. Se estima que alrededor del 50 por ciento de los negocios tienen un generador de emergencia, mientras que algunas firmas más grandes incluso construyen sus propias plantas eléctricas. Y tercero, tienen un gran impacto negativo en el déficit fiscal total. El subsidio generalizado a todos los consumidores de electricidad alcanzó 1.2 por ciento del PIB en 2002 – la mitad de la cantidad presupuestada del país para la educación básica y el subsidio enfocado a la pobreza a través del Programa Nacional de Reducción de Apagones (PRA) es alrededor de US$60 millones por año (0.3 por ciento del PIB). Alrededor de 400,000 hogares están cubiertos por el programa PRA.

Pobreza, Enlaces Sociales y Medioambientales

Los problemas en el sector eléctrico también perjudican a los pobres y el medioambiente. La Evaluación de la Pobreza en 2001 demostró que la pobreza está correlacionada con la falta de acceso a la electricidad. De los 235,000 hogares evaluados (el 12 por ciento de la población), casi todos son de pobres rurales. La falta de acceso a la electricidad impide a las familias usar sus casas productivamente para la generación de ingresos, y los obliga a depender del gas (propano y kerosén). Y aún cuando tienen acceso a la electricidad, los barrios pobres son particularmente más afectados por los apagones. Los servicios sociales esenciales como son las escuelas nocturnas, a las cuales asisten los grupos más pobres, y los servicios médicos, son interrumpidos. La falta de iluminación en la noche también incrementa el riesgo del crimen y la violencia, especialmente para las mujeres, y en los congestionados barrios bajos urbanos. Asimismo, la mayoría de las firmas pequeñas, incluyendo aquellas que son propiedad de pobres, no pueden darse el lujo de obtener generadores alternos, de modo tal que cualquier apagón los afecta severamente. Mientras que las conexiones ilegales o no-coacción en el pago de facturas ha permitido tradicionalmente a los consumidores pobres a obtener electricidad gratis, los largos apagones han limitado éste acceso.

La actual estrategia del Gobierno para coaccionar los pagos a la vez que se subsidia la electricidad en los barrios urbanos pobres a través del PRA puede incrementar los pagos eléctricos de los pobres. También ayudará a garantizar que la electricidad se haga más disponible, segura y sostenida. Y, al pasar el tiempo, mientras las reformas de segunda generación tomen raíz y se mejore el rendimiento del sector, las tarifas de electricidad declinarán. Las ineficiencias del sector también perjudican al ambiente por medio del uso de las tecnologías obsoletas de generación térmica altamente contaminantes y motivado a que las firmas e incluso algunas hogares usen generadores diesel de reserva.

2. Principales problemas del sector y estrategia del Gobierno:

Sector Energético: Evolución, Perspectivas y Problemas, y estrategia del GobiernoEvolución del Sector

Antecedentes hasta la Reforma

Durante 1980 y a principios de 1990, la República Dominicana tuvo un servicio de electricidad deficiente, marcado por apagones frecuentes. La responsabilidad de esto estribó en la compañía energética integrada del Gobierno (CDE), cuyo funcionamiento se caracterizó por grandes pérdidas de energía, pobre recaudación, y una deficiencia en su operación y mantenimiento (muchas plantas no estaban disponibles u operaban por debajo de su rendimiento). Este servicio de baja calidad se convirtió en un ciclo vicioso, en el cual prosperó una cultura de falta de pago en las facturas energéticas, dejando a la CDE con fondos insuficientes para realizar las inversiones necesarias (especialmente en generación) para mejorar la disponibilidad de energía.

Introducción de PIEs a mediados de 1990

A mediados de 1990, el Gobierno intentó dirigir la escasez en la generación fomentando los productores independientes de energía (PIE), a formular acuerdos de compra de energía (ACEs) para suplir a la CDE como un comprador único de energía. Esto resultó en una nueva capacidad considerable, y redujo significativamente el problema de escasez y los apagones. Sin embargo, como en otros países, el planteamiento de PIE/ACE inició sus propios problemas, mayormente en cuanto a los altos precios de la electricidad. En donde se trabajaron los asuntos a través de negociaciones (solamente una fue licitada a través de oferta competitiva), esto estuvo unido a asuntos de transparencia. Por otra parte, los PIEs fueron inconsistentes con la CDE con la estructura revisada del sector (ver debajo), y tuvo que ser renegociada.

Reestructuración del Sector de 1997-9

En 1997 se asignó el primer regulador del sector energético, como parte de la Secretaría de Industria y Comercio, en vez de una entidad independiente. No hubo estructura comprensiva reguladora, y el sector completo estuvo ya sea en las manos del Gobierno, o consistía en PIEs regulados por sus ACEs y otros contratos del Gobierno.

A partir de la Ley de Reforma Empresarial del Sector Público en junio de 1998, el Gobierno comenzó una trascendental reestructuración del sector.

Las plantas térmicas de la CDE estaban agrupadas en dos compañías generadoras ("CoGen"), Itabo y Haina, y sus servicios distribuidores estaban divididos en tres compañías generadoras ("CoDis"), Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte (Edenorte), Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur (Edesur), y Empresa Distribuidora de Electricidad del Este (Edeste).

En 1999, el Gobierno subastó al sector privado el 50 por ciento de las acciones, junto con el control de gerencia en estas cinco entidades, por el precio combinado de US$641 millones, dividido casi igualmente entre las compañías de generación y distribución.

Ley de Electricidad de 2001

La Ley de Electricidad de julio de 2001 (y las regulaciones de apoyo un año más tarde) corrigió las debilidades en el marco legal y estableció un número de entidades regulatorias. La Ley se basó en el principio general de que la empresa privada debe ser responsable de la producción y distribución de electricidad, y el Gobierno de la política y regulación. Sin embargo, la transmisión y producción hidroeléctrica continuaban bajo la propiedad pública, la primera por su monopolio natural y la necesidad de mantener una posición imparcial dentro del mercado, y la última por razones concernientes a disponibilidad medioambiental y de agua.

Bajo la Ley, la presencia operacional del Gobierno en el sector sería a través de: (i) la Corporación Dominicana de Electricidad, (CDE), la cual sostenía contratos con PIEs; (ii) una empresa de transmisión, Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED); y (iii) una compañía de hidro-generación, Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID). Una nueva compañía propietaria, Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) fue establecida como propietaria de ETED y EGEHID. El Gobierno planeó eliminar la CDE y transferir sus obligaciones respecto a los contratos de PIE a CDEEE. Finalmente, el 50 por ciento de la propiedad del Gobierno en las firmas privatizadas fueron asignadas a otra nueva entidad, el Fondo Patrimonial.

La Comisión Nacional de Energía (CNE), compuesta por la Secretaría de Industria y Comercio, la Secretaría de Finanzas, la Secretaría Técnica de la Presidencia, el Director del Banco Central, el Secretario de Agricultura, el Secretario de Asuntos Ambientales, y Director del Instituto de Telecomunicaciones, fue puesta a cargo de la política energética. La Superintendencia de Electricidad (SIE), encabezado por un consejo de tres miembros, uno de los cuales es el Superintendente, asignado por el Presidente y ratificado por el Congreso, se convirtió en el sector regulador. Una Oficina de Protección al Consumidor ( PROTECOM) fue colocada bajo la SIE. El Organismo Coordinador (OC), cuyos directores son los Superintendentes (cuyo voto es llamado el decisivo en un empate) y otros cuatro de EGEHID, ETED, generadores privados y compañías de distribución, fueron colocados a cargo de envío.

La Crisis de 2002

Poco después de la reestructuración, el incremento internacional en los precios del combustible de 2000-2001 golpeó el país. Las Tarifas al por menor requerían un aumento sustancial. En lugar de ello, el Gobierno congeló los precios al por menor en los niveles de febrero de 2000. Durante el congelamiento de las tarifas, el Gobierno intentó aliviar las consecuencias financieras para las compañías distribuidoras por medio de la venta a bajo precio de las plantas de hidro-electricidad propiedad de CDE.

El Gobierno también se responsabilizó por la compensación del aumento del combustible, Indice de Precio del Consumidor (IPC) y los componentes de cambio extranjero de la tarifa para todos los - a esto se le conoció como el subsidio generalizado. El implacable aumento de los precios en el combustible obligó al Gobierno a inyectar hasta US$20 millones por mes en el sector; esto pronto se tornó insostenible.

Los Acuerdos de Compra de Energía (ACEs) impusieron un consumo financiero a la CDE, la cual se vio incapaz de cobrar suficientemente a los recursos fiscales limitados del Gobierno Central. En 2001, la CDE renegoció los PIEs y asignó algunas de ellas a las CoDis o al mercado al por mayor (actualmente cinco PIEs permanecen con la CDE). De esta forma, el Gobierno redujo significativamente su papel como comprador único. Los PIEs debieron ser compensados por “costos varados” dando como resultado precios negociados inferiores al de los PIEs originales. Los contratos renegociados se llevaron a cabo sin dañar el clima de inversiones privadas. Como parte de la negociación, los PIEs fueron cercados por cláusulas en los ajustes del combustible. Los costos (o ahorros) adicionales de los cambios en los precios del combustible, y por lo tanto en los cambios de los costos de generación, fueron pasados a la tarifa final de los consumidores a través de las CoDis.

Sin embargo, el Gobierno carecía de fondos para compensar los PIEs, y se acumuló su deuda con ellas alcanzando US$179 millones en septiembre de 2002. Las CoDis privatizadas mejoraron algo la situación que heredaron de la CDE, pero continuaron manifestando grades perdidas técnicas y no técnicas, y las malas proporciones de recaudación. A pesar de los subsidios del Gobierno, el aumento en los precios del combustible desgastó los ingresos de las CoDis, lo cual las llevó a cortar la energía en barrios predominante pobres en donde las pérdidas eran más agudas, y suspendieron el pago a las suplidoras de energía. Estos cortes en la energía también permitieron que las CoDis redujeran su demanda pico y, por ende, sus pagos por cargos de capacidad. La falta de pago por parte del Gobierno y las CoDis condujeron a los PIEs a suspender la producción.

El resultado de todo lo anterior fue la peor crisis que haya golpeado al sector energético. Desde mediados del 2002, los cortes en la energía redujeron los suministros por más de 20 horas diarias en áreas inmensas, particularmente en los barrios pobres donde la recaudación era la más baja. Más del 50 por ciento de todos los circuitos de Edesur estaban fuera de servicio para el 13 de septiembre de 2002. Las revueltas resultantes dejaron 15 muertos.

Reformas de Septiembre de 2002

En septiembre 17, 2002 el Gobierno anunció medidas urgentes para lidiar con la crisis y buscar una solución estructural y permanente a los problemas del sector. Estas medidas incluían:

• Pago en los atrasos a PIEs que se debían de la renegociación en los contratos de los ACE.

• Eliminación del subsidio generalizado, mientras se mantenían subsidios enfocados a las urbanizaciones pobres.

• Pago por parte del Gobierno de las facturas eléctricas.

• Un esfuerzo por combatir el robo de electricidad por medio del establecimiento de unidades anti-fraudes (Programa de Apoyo a la Eliminación del Fraude Eléctrico, PAEF).

Estas medidas se llevaron a cabo a pesar de su alto costo político, y fueron exitosas en cuanto proporcionaron un breve plazo en el consumo de los recursos del tesoro. También eliminaron un subsidio regresivo que benefició a los consumidores acomodados a costa del gasto público. Sin embargo, sus efectos fueron cortos, y el sector se sumergió una vez más en el desorden en 2003.

La crisis del 2003

Bajo la Resolución 31 del 2002, la cual fijaba los precios de la electricidad para octubre de 2002, juntamente con una metodología para actualizarlos, las tarifas serían ajustadas para seguir las variaciones en los costos del combustible como fueron dadas en "el oliograma de Platt" para el No. 6 Fuel Oil 3.0% Sulphur U.S. Gulf Coast Waterborne Price Quotation, al cambio RD$/US$, y el índice de precio al consumidor de US. Estos parámetros fueron bastante estables hasta comienzos de 2003; los precios aplicados al combustible hasta lo facturado en Octubre fueron de US$22.80/bbl, y para febrero de 2003 fueron de US$22.50/bbl. Sin embargo, los precios aplicados al combustible en marzo de 2003 subieron a US$29.73/bbl.

Como respuesta a lo anterior, dada la sensibilidad política en los precios de la electricidad y como rejuego a su reacción al aumentar el precio del combustible en 2000/2001, El Gobierno, en vez de reflejar este aumento totalmente en la tarifa de marzo, mantuvo el nivel de febrero para todos los clientes residenciales del primer bloque (0-300kWh) y creó un Fondo Estabilizador para cubrir la diferencia. El Fondo, el cual se convirtió, en realidad, en un record de la deuda del Gobierno a las CoDis, se suponía que declinara eventualmente cuando los precios del combustible se estabilizaran. En efecto, para las facturas de mayo de 2003, el parámetro en los precios del combustible ya había bajado al nivel de octubre de 2002, y declinó aún más para julio cotizándose a US$21.16/bbl.

Mientras tanto, sin embargo, un segundo elemento se impuso, al conducir la crisis bancaria a la dislocación macroeconómica que aumentó la tasa cambiaria de RD$20/US$ en enero de 2003 a RD$26/US$ en mayo y RD$35 en agosto. El Gobierno usó el Fondo de Estabilización para evitar la repentina alza de precio que esto produciría. La tarifa para los usuarios de menos de 300 kWh por mes se ha mantenido congelada a los niveles de febrero. En mayo, el Gobierno comenzó a aumentar mensualmente el tres por ciento en otras categorías. Esto ha limitado el crecimiento del Fondo Estabilizador, pero ha debilitado la conexión entre las tarifas actuales y las tarifas de rendimiento calculadas por SIE.

Las CoDis apoyaron estas medidas ya que marcados incrementos en los precios, especialmente a los pobres, perjudicaría las tarifas de recaudación, y el Gobierno se vio obligado a reembolsar a las CoDis la diferencia entre el precio de rendimiento y el precio actual de los Fondos. No obstante, las CoDis han sido perjudicadas financieramente. Primero, aún bajo la fórmula de precio-rendimiento, existe una demora de dos meses antes que se reflejen en las tarifas cambios en unos parámetros subyacentes, por ejemplo, los precios a ser aplicados a las facturas de octubre, los cuales corresponden al consumo de Septiembre, están basados en los parámetros de agosto.

Esta demora trabaja en contra de las CoDis cuando los precios suben (en términos de RD$), ya que tienen que pagar a las CoGen los altos precios inmediatamente. Mientras que las alzas y bajas en los precios del petróleo tienden a compensarse, éste no ha sido el caso con la depreciación secular en el peso Dominicano. Además el Fondo Estabilizador ha sido fundamentalmente un préstamo forzado de las CoDis al Gobierno, y, a la fecha, libre de intereses.

Finalmente, debido a que el Fondo está denominado en pesos Dominicanos, la depreciación del peso ha reducido marcadamente el valor del Fondo (ej. reembolsos futuros del Gobierno) en dólares Estadounidenses, ej. por más del 20 por ciento solamente entre mayo y julio del 2003.

Como consecuencia, los “apagones financieros”, los cuales condujeron a la crisis de septiembre de 2002 reaparecieron, al dejar de pagar las CoDis los CoGen, los cuales, a su vez, se declararon incapaces de financiar las compras del combustible. A principios de agosto de 2003, de los 3,000MW instalados sólo 1,500MW estaban disponibles para suplir la demanda máxima de algunos 1,750MW. Para octubre de 2003, la energía suplida fue solamente de 20 por ciento por debajo de la demanda presupuestada, y con probabilidad de declinar más porque se informó que muchos de los CoGen estaban funcionando con el combustible almacenado. En septiembre de 2003 hubo una mayor contrariedad adicional cuando Unión Fenosa vendió sus intereses controladores de Edenorte y Edesur al Gobierno, el cual es ahora el dueño exclusivo de unos dos-tercios de la distribución. El sector energético requiere una inyección amplia y urgente de recursos para recuperar su equilibrio financiero. En esencia lo que propone el programa del Banco y éste préstamo es el apoyo del Gobierno para afrontar ésta crisis e implementar medidas para una recuperación a largo plazo.

Lecciones de la experiencia de la República Dominicana

La Republica Dominicana realizó grandes progresos en la privatización, la expansión en la capacidad generadora, la reforma legal, la creación de un mercado de punto de funcionamiento y tanto la fundación de la agencia reguladora independiente como la comisión de formulación de políticas. Atrajo del extranjero alrededor de US$1 mil millones para el sector energético en PIEs, privatización de la generación térmica y distribución así como también inversiones de las firmas privatizadas. Potencialmente, esto representó la eliminación de escasez en el futuro inmediato.

No obstante la gran crisis de 2002 y 2003, y los problemas significativos que aún enfrenta el sector, sugieren que el proceso de reforma estuviese lejos de óptimo. Ampliamente constante con las lecciones de otros países, las mayores deficiencias del proceso fueron:

• La participación del sector privado fue fomentada antes de la implementación de una estructura propia, legal y regulatoria, primero a través de las PIEs y luego a través de la privatización; dejando al Gobierno el juego de alcanzar, y contribuyendo a una relación tirante entre el Gobierno y las compañías privadas;

• No se le proporcionó prioridad adecuada al fortalecimiento de las redes de transmisión, contribuyendo a los apagones y reduciendo la capacidad de competencia;

• Hubo poca amplitud en la construcción del distrito para las reformas, o la participación de accionistas en las decisiones claves dejando a la agencia reguladora en una posición políticamente débil y dejando al Gobierno vulnerable a la presión desviándolo de su política de tarifa. También hizo más difícil para las CoDis mejorar sus cobros;

• Las agencias del Gobierno continuaron su falta de pago en las facturas de electricidad, lo cual estableció un mal ejemplo para otros consumidores; y

• No se le proveyó a la SIE con la autoridad, autonomía o una orientación de la política anterior, cosas esenciales para una buena regulación, por la falta de familiaridad con el concepto de regulación o, tal vez, debido también a la resistencia del Gobierno en perder control en tan importantes asuntos como lo son la creación de tarifas y normas de calidad.

En octubre de 2003, un Panel Internacional de Expertos, fue asignado para examinar estos asuntos y posibles sostenimientos del sector energético. Sus mayores recomendaciones fueron que,

• La tarifa promedio se incrementará rápidamente para febrero de 2004 de su precio actual US$0.09/kWh a US$0.12/kWh, con aumentos subsecuentes de tres por ciento por mes hasta el costo máximo de nivel de recuperación de US$0.15/kWh. Para ayudar a lograr esto, los subsidios se deben otorgar solamente a los hogares que consumen menos de 200kWh por mes (el actual subsidio es para los primeros 300kWh al mes usados por todas las casas).

• En el contexto del Decreto Presidencial de revisar la Ley de Electricidad, se deben concentrar los esfuerzos iniciales en identificar las deficiencias existentes en la legislación. Se debe ser muy cauteloso en el enfoque de la estructuración a la propiedad, el establecimiento institucional y el sistema regulatorio debido a los grandes esfuerzos en el ajuste que esto implica y a las implicaciones en el clima de inversión.

• Se necesita con anticipación, para la re-privatización de las dos compañías distribuidoras, procedimientos de ventas rigurosos, una auditoria independiente de tasación de activos y una política de tarifa clara para asegurar transparencia y competencia. Mientras tanto, una dirección independiente debe estar al mando.

• Más importante aún debe de haber un amplio diálogo en el sector, como ha sido propuesto por el Gobierno y otros, conduciendo a un “pacto político”. Debe acompañar a éste diálogo una campaña pública de comunicación acentuando, inter alia, el enlace entre el pago de las facturas eléctricas y la calidad del servicio.

Perspectivas y Problemas del Sector

Perspectivas y Problemas del Sector

Los siguientes problemas emergen de un examen en la evolución y problemas del sector energético:

• Balance de oferta/demanda: las reformas del sector condujeron al incremento en la capacidad generadora, la cual debe satisfacer la demanda comenzando éste año.

• Regulación es un elemento esencial para la reforma del sector: es una alta prioridad señalar la falta de autoridad y autonomía de la SIE.

• Transmisión: se requieren urgentemente nuevas inversiones para mantener la seguridad del servio y apoyar el competitivo mercado al por mayor .

• Precio: para la recuperación del sector es esencial que el precio sea predecible, estable y las tarifas económicamente sostenibles, los subsidios actuales son muy amplios y muy altos.

• Pérdidas en la distribución y recaudación de facturas: arreglar la “caja registradora” del sistema de energía es un paso esencial hacia la superación de sus problemas financieros actuales y asegurar su sostenibilidad.

• Suplir de electricidad a los pobres en las zonas urbanas: el principal vehículo para esto, el Programa de Reducción de Apagones (PARA), necesita ser rediseñado para asegurar su sostenibilidad.

• Sostenibilidad financiera del sector empresas: el futuro financiero del sector entero está fuertemente vinculado al éxito de las CoDis en incrementar las recaudaciones.

• Electrificación rural: para satisfacer sus objetivos a un precio razonable, el Gobierno necesita diseñar un plan de subsidio eficiente y equitativo.

• Manejo ambiental de las operaciones del sector energético será apoyado a través de la asistencia técnica a CNE y SIE.

• Internalizar las lecciones de acontecimientos recientes para iniciar una nueva incorporación de inversionistas privados en la distribución.

Balance de la Oferta/DemandaA pesar de los problemas del sector, las reformas trajeron nueva generación a través de los contratos con la IPP y, más reciente, a través de las plantas comerciales. La tabla inferior demuestra un aumento dramático de 41 por ciento (923MW) en capacidad útil, el cual mide la capacidad de envío de carga real de las unidades de generación (la capacidad instalada es alrededor de siete por ciento más alta que la capacidad útil). Se espera que se añadan 63MW más en el 2004.

Tabla 1: Capacidad Efectiva en la República DominicanaDiciembre 2000 y Diciembre 2003 (MW)

Compañía Planta Vapor Turbo Gas Ciclo Combinado

Motores Fuel Oil

MotoresGas Oil Hidroeléctricas Total

2000 2003 2000 2003 2000 2003 2000 2003 2000 2003 2000 2003 2000 2003 Haina 230 309 144 153 0 154 0.8 374 617 Itabo 379 230 174 173 553 403 CDE 353 461 353 461

14 PEIs 303 301 170 786 422 520 103 113 998 1720 Totales 609 539 621 627 170 786 422 674 103 114 353 461 2278 3201

Fuente: Organismo Coordinador, "Programa de Operación de Largo Plazo", Noviembre 2003

Las nuevas unidades son mayormente motores eficientes de fuel oil y turbinas de ciclo combinado. El Gas Licuado Natural (GLN) también ha sido introducido al sistema para las plantas de ciclo combinado. Se espera que esto reduzca los costos de generación junto con rendimientos mejorados.

A causa de la disminución en la oferta, hasta hace poco la demanda suplida estaba significativamente por debajo de la demanda sin constreñimientos. La tabla inferior demuestra la evolución de la oferta y la demanda en relación de la energía pico y la energía total. La situación has mejorado considerablemente. A través del 1990 el margen de reserva, i.e. la diferencia entre la capacidad útil y la demanda pico, fue menos del 15 por ciento (y probablemente menor dado el pobre mantenimiento en los archivos de la CDE); en el 2000 aumentó 27 por ciento, lo cual provee un buen amortiguador para el mantenimiento de la planta e interrupciones no programadas. En el 2002, se estima que la energía no suplida fue del 11 por ciento del total de la demanda potencial, comparado con el 40 por ciento en el 1991. Sin embargo, el balance se deterioró en el 2003: el déficit en la energía aumentó a 13 por ciento, y se espera que el déficit para los meses de Octubre-Diciembre del 2003 sean tan altos como el 18 por ciento de la energía en demanda estimada.

Sin ninguna capacidad de restricciones, el déficit se debió mayormente a la falta de disponibilidad de las plantas eléctricas motivado por constreñimientos financieros.

Tabla 2: Evolución de la Demanda de Energía 1990-2003

Fuentes: CDE-"Informe Estadístico Anual 2000"; Organismo Coordinador: "Programa de Operación de Largo Plazo", "Informe de Operación Real-Octubre 2003", "Memoria Anual 2001", y "Memoria Anual 2002"

Las proyecciones en la demanda para el 2004 indican un pico esperado de alrededor de 2,115 MW. Con capacidad eficaz proyectada a exceder el 3200MW, será posible suplir la carga máxima, una vez que se restaure el orden económico. Bajo circunstancias normales, el aumento en la oferta debe conducir a precios reducidos como también a menos apagones.

Regulación

La independencia de la SIE ha sido comprometida desde sus comienzos. También le ha faltado la experiencia técnica necesaria para realizar un buen trabajo. Establecer la independencia de la SIE requiere: (a) la aceptación del Gobierno en el papel de la SIE y un compromiso para evitar intromisión en las decisiones regulatorias; (b) que la SIE se gane el respeto de las compañías reguladoras demostrando experiencia técnica; y (c) estableciendo canales no-políticos para apelar las decisiones de la SIE. Además de entrenamiento al personal y mejoras de destrezas, se debe considerar asignar a los tres reguladores con miras a complementar sus cualidades en términos de conocimientos técnicos y políticos.

Igualmente, el director de la SIE es el Presidente del Organismo Coordinador (OC), el cual está encargado del mercado al por mayor, con la autoridad de decidir un empate y de vetar cualquier decisión que él considere no es de interés público. La SIE debe tener una amplia descripción del funcionamiento del sector completo, pero dicho papel directo en una agencia de operaciones no se supone que regule.

Con la adquisición del Gobierno de Edenorte y Edesur, el gobierno de la OC ha estado potencialmente comprometido; representantes asignados por el Gobierno no pueden tener mayoría en su junta. Actualmente, esto no está sucediendo, ya que se acordó que AES-Edeste representaría las compañías distribuidoras. Sin embargo, hay señales de interferencia política, tales como la asignación del personal que reemplazó a los ejecutivos que establecieron la organización y se estaban desempeñando satisfactoriamente.

Año (nótese que algunos años han sido omitidos)

Demanda Máxima Estimada (MW)

Capacidad Efectiva (MW)

Demanda Estimada de

Energía (GWh)

Energía Suministrada

(GWh)

Déficit Estimado de

Energía (GWh) 1990 970 10001 5288 3121 2167 1991 989 10701 5791 3457 2333 1993 1107 12501 6186 5352 833 1995 1293 14701 6644 5477 1167 1997 1421 15801 8169 7235 933 1999 1666 18701 10893 9049 1844 2000 1800 2278 10987 9472 2263 2001 1918 2427 11066 9623 1443 2002 1943 2617 11510 10231 1279 2003 2002 3201 12043 104501 1593

Transmisión

El pobre sistema de transmisión es una gran fuente de preocupaciones en la calidad del servicio. La red consiste en 940km de 138kV líneas de transmisión, principalmente de circuito único, que irradia de Santo Domingo al Norte, Este y Oeste. El sistema está sobre cargado, pero sólo ha habido adiciones menores desde 1999. Se requieren urgentemente esfuerzos en ambos Este-Oeste y Norte-Sur para servir la carga con seguridad de las áreas de la capital y la region Norte. Los retrasos aumentarán los costos de producción, particularmente ya que las nuevas plantas energéticas que están siendo instaladas en la región Este pueden mantenerse contenidas hasta que aumente la capacidad de transmisión. Las debilidades en la transmisión han provocado apagones frecuentes en todo el país – ocho en el 2000, siete en el 2001, y tres en el 2002 (lo cual se mantiene alto). El funcionamiento de un mercado competitivo al por mayor, que es uno de los objetivos de la reforma, se ve severamente lisiado por la insuficiencia en la transmisión.

Los problemas son el resultado de recursos insuficientes (debido en parte por haber sacrificado los ingresos de la transmisión en las renegociaciones del PPA) y un pesado procedimiento de movilización de recursos (que requiere que los préstamos sean aprobados por el Congreso). Se necesitan mecanismos para movilizar los recursos del sector privado, mientras se respeta el principio de propiedad pública de la Ley de Electricidad. La falta de reglas apropiadas en el mercado, en particular como manejar la congestión, han multiplicado el problema. No está claro cómo se deben despachar (o re-despachar) las plantas en presencia de la congestión en la transmisión, y cómo se deben compensar económicamente por operación forzada.

Las inversiones de transmisión a corto plazo requieren un total de alrededor US$95 millones. A largo plazo, será necesario sobreponer una red de 345kV, esencialmente a lo largo de los ejes del sistema actual. Una línea única de Norte-Sur de 345kV costaría unos US$115 millones.

Precio

Los precios de electricidad al por mayor son para las transacciones entre CoGen, CoDis y consumidores sin regular. Los consumidores sin regular (definidos por ley como carga máxima de más de 2 MW, disminuyendo a 0.2MW in el 2005) pueden contratar su suministro a precios negociables. Hasta finales del 2002, esas transacciones no se habían desarrollado debido a que recientes regulaciones revocadas las habían disuadido. Desde entonces, alrededor de diez grandes clientes han concluido arreglos de suministro con generadores a precios libremente negociados.

Las Compañías Generadoras (CoGen) pueden contratar con generadoras hasta el 80 por ciento de sus requerimientos proyectados, y deben comprar el resto de generadoras en el mercado del punto. El OC opera el mercado de punto como un despacho basado en el costo, con el precio del punto determinado por la unidad de despacho marginal. En Agosto del 2001, se aplicó un precio tope al precio del punto. Los generadores con costo marginal por debajo del precio tope son remunerados al precio tope mientras que los generadores por encima del precio tope son pagados al costo.

El precio promedio de los puntos para el 2002 fluctuaron entre 4.1US0/kWh en Febrero y 6.6US0/kWh en Noviembre, debido a las condiciones hidrológicas y la disponibilidad de las plantas. Una capacidad de carga remunera los generadores para suplir la firma a la velocidad de alrededor US$7/W-mes. Durante la crisis del 2003, los costos marginales subieron a un promedio de 46US0/kWh en Julio, debido a la falta de disponibilidad en los servicios de producción.

En estos casos, cuando la demanda no puede ser suplida, el costo marginal refleja el costo de la energía no suplida, el cual es muy alto. Las CoDis, a este nivel, evitan cualquier compra en el mercado del punto y optan por desconectar a los clientes.

Los precios al detalle han tenido una historia complicada. En Octubre del 1998, el Ministerio de Industria y Comercio estableció la estructura de tarifa para las CoDis privatizadas, basadas en una serie de categorías de voltajes de niveles de entrega bien pensados.

• Una tarifa domestica de dos-bloques (0-300kWh y mayor de 300kWh/mes);

• Una tarifa de bajo voltaje para propósitos generales de dos bloques;

• Una tarifa binomio (i.e. energía y capacidad) para mayores usuarios de bajo voltaje;

• Dos tarifas binomio de voltaje medio; y

• Dos tarifas hora-del-día (el voltaje bajo y medio).

Inicialmente los precios se determinaban en base a los precios de los combustibles prevalecientes , con una fórmula en aumento basada en costos de energía proyectados de cada CoDis. En abril de 1999, la fórmula en aumento se modificó en respuestas a las quejas en demoras de regulación, las cuales perjudicaron a las CoDis cuando los costos actuales estaban por debajo de las proyecciones.

Pero la nueva fórmula de ajuste mensual automático produjo incrementos en los precios que se consideraron excesivos, y la medida fue anulada. En Abril del 2000 el SIE estableció una tarifa tope de nueve por ciento por encima de las tarifas básicas en el momento de privatización, con la diferencia entre la tarifa tope y la tarifa índice a ser pagada por el Gobierno.

Esto implicó una transferencia de recursos del Gobierno de unos US$20 millones por mes. El proceso de renegociación de precios con poca anticipación y el compromiso de obligaciones monetarias insostenibles, reflejaron un indeciso compromiso a las normas reguladoras.

Entonces el precio promedio al detalle se mantuvo alrededor de 1 US0/kWh hasta Octubre del 2002, cuando el Gobierno eliminó el subsidio y aumentó las tarifas al detalle alrededor de 14Usc/kWh, desglosadas de la manera siguiente:

Componente energético: 6.23 US¢/kWh

Componente de capacidad: 1.35US¢/kWh

Componente de transmisión: 0.62 US¢/kWh

Componente de distribución (VAD): 5.87 US¢/kWh

Total 14.07 US¢/kWh

Como se puede notar más arriba, la crisis del 2003 condujo a un número de medidas ad-hoc para resolver los dilemas formulados por la necesidad de subir las tarifas en respuesta a los aumentos en el precio del combustible y la depreciación del peso Dominicano. Los precios bajaron a 9 US¢/kWh, antes que resumiera el incremento en los precios. Actualmente, la política reguladora de los precios de la electricidad están resumidos a continuación:

• Los precios de rendimiento continúan siendo calculados de acuerdo a las normas reguladoras establecidas en el 1998 y modificadas en Septiembre del 2002 por el Reglamento 31 de la SIE;

• Los precios actuales de las facturas han evolucionado de la siguiente forma:- Los precios del bloque 0-300 kWh/mes de las tarifas domésticas y propósitos generales de

bajo voltaje se congelaron en los niveles de Febrero del 2003.- Los precios de energía para todas las otras categorías fueron modificados de una forma ad-hoc

para compensar, en parte, el desbalance creado por las tarifas congeladas mencionadas anteriormente; desde Junio del 2003, estos precios han ido aumentando al tres por ciento por mes..

- Comenzando en Enero del 2004, el Gobierno congelará el precio solamente a los usuarios de hasta 200 kWh/mes. Las casas que usen más de 700 kWh/por mes tendrán incrementos de cerca del ocho por ciento por mes hasta Junio del 2004, mientras que aquellos que usen 200-700 kWh/mes enfrentará aumentos del cuatro por ciento por mes de todo el 2004 (i.e. terminarán con el mismo aumento total, pero más gradualmente). Los consumidores comerciales e industriales tienen políticas similares.

• La diferencia entre el precio de rendimiento y el precio actual facturado es responsabilidad del Gobierno; ésta deuda (a las CoDis) es considerada en el Fondo Estabilizador. Las deudas iniciales contraídas por el Gobierno en Marzo y Abril del 2003 fueron relativamente modestas (US$4-5 millones), ya que mayormente suavizaron el incremento transitorio en los precios del combustible; en Mayo y Junio el Gobierno redujo ligeramente su deuda acumulada. Desde Julio del 2003, el impacto completo de la devaluación comenzó a sentirse, y para Diciembre del 2003 la deuda había alcanzado unos US$60 millones. Aún con los incrementos proyectados, el Fondo Estabilizador necesitaría alcanzar cerca de US$100 millones adicionales en el año calendario del 2004.

• El Fondo Estabilizador carece de reglamento; en particular, no genera intereses para las CoDis, las cuales sostienen sus costos financieros; además, como está denominado en pesos, los subsidios de Marzo y Abril del 2003 han perdido más del treinta por ciento de su valor en dólares, mientras que las obligaciones de las CoDis están denominadas en dólares para cubrir los costos de combustible de las CoGen.

La evolución esperada en los precios a corto plazo de la electricidad pueden ser ilustrados por la siguiente tabla:

Clase de Consumo Número de hogares por

clase de consumo

Factura mensual por hogar en dic.

de 2003

Factura mensual por hogar en dic.

de 2004%

Cambio

RD$ RD$PRA 400,000 140 140 0.0%0-200 kWh 549,443 217 217 0.0%201-300kWh 222,828 706 737 4.4%301-700kWh 123,676 2,095 2,961 41 .3%>700 kWh 39,906 5,241 8,364 59.6%Total 939,853

Asunciones para el PRA

Población bajo el PRA 2,200,000Tamaño promedio de la familia 5.5Cobro promedio RD$/kWh 0.22Rasa de cobro 30%Facturación promedio RD$/kWh 0.73

Desde la crisis económica, las tarifas de la electricidad han subido significativamente. Los incrementos en el precio han sido particularmente grandes para los consumidores no-residenciales; las casas de bajo consumo han estado protegidas de los aumentos en las tarifas en gran parte; las casas de alto consumo continúan, sin embargo, siendo subsidiadas significativamente. Por ejemplo, la tarifa de la casa promedio de 500kWh/mes es subsidiada por alrededor de US30/kWh, equivalente al 21 por ciento de la taza no subsidiada. El subsidio es añadido al Fondo Estabilizador.

Las CoDis carecen de liquidez suficiente para financiar el subsidio y, por consiguiente, reaccionaron no pagando a sus suplidores de energía; estos, a su vez, se negaron a generar. En el futuro inmediato, los suministros mejorarán solamente si reglamentos claros se promulgan en el Fondo Estabilizador que obliguen al Gobierno a pagar interés a las CoDis y establezcan un límite más allá del cual los subsidios sean pagados directamente a las CoDis.

Los subsidios adoptados por el Gobierno son comprensibles, ya que están destinados a suavizar el impacto en los consumidores de mayor ruptura económica. Sin embargo:

• Estos benefician demasiados consumidores. Actualmente, todas las casas domésticas (escasamente más de un millón, sin contar las PRA) son subsidiadas, con los mayores consumidores adquiriendo el mayor subsidio. Un subsidio con un buen objetivo limitaría éste beneficio a los consumidores pobres (ej. el 0.5 millones consumen menos de 150kWh/mes). Suponiendo que al menos los 168,000 consumidores por encima de 300 kWh/mes no se beneficien, el “desperdicio” mensual es US$2-3 millones.

• El subsidio no está diseñado para fomentar el consumo eficiente de energía. Por ejemplo, las casas en el área del PRA pagan una cuota plana.

Las regulaciones de la tarifa deben también tratar el problema regulador del retraso, y el Gobierno ha acordado hacer esto. Los costos en la compra de energía, deberían, en la medida de lo posible, ser un elemento de pase desde el punto de vista de las CoDis. Mientras que las CoDis pueden absorber los costos financieros de las fluctuaciones a corto plazo dentro de los límites razonables, éstos deben ser protegidos de las variaciones mayores fuera de su control.

La SIE ha acordado implementar las recomendaciones claves del Panel de Expertos Internacional con relación al precio de la electricidad, como se nota encima. Se espera que la SIE emita una “resolución” prontamente en este sentido.

Pérdidas en la Distribución y Cobro de Facturas

La distribución es el elemento más disfuncional del sistema de energía del país. Pobre calidad de servicio, descontento permanente de los clientes, y precios relativamente altos han inducido al robo a través de conexiones ilegales en las áreas pobres, y la falta de pago en las facturas de electricidad por los ricos y los pobres. El problema se ha multiplicado por la inhabilidad de las CoDis de desconectar el suministro por facturas atrasadas (por limitaciones de acceso a los locales), junto con la impunidad con la cual los clientes se reconectan a la red ilegalmente. El resultado es lo jocosamente conocido como “la cultura de no pago”.

El desempeño de las CoDis pueden ser medido a través del Índice de Recuperación de Efectivos (IRE), el cual combina pérdidas (el porcentaje de la energía sin facturar debido a razones físicas y comerciales) con la proporción de recolección (el porcentaje de facturas que se pagan). Un CoDis bien manejado debería revelar perdidas de alrededor del 10 por ciento y una proporción de recolección de más del 98 por ciento, lo cual rinde un IRE de 88 por ciento. En la privatización del 1999, los CoDis reflejaron sombríos IRE de 40-50 por ciento. Hubo una mejoría substancial, con los IRE alcanzando el 62 por ciento (Edenorte) al 69 por ciento (Edesur), pero debido a la reciente crisis la proporción promedio ha vuelto a bajar al 56 por ciento. Si sus IRE no mejoran más aún, las CoDis no podrán pagar por sus compras de energía aunque las tarifas sean modificadas.

Mejoras adicionales requerirán medidas comerciales, de inversión, legal y coacción, como también cerca coordinación del Gobierno-CoDis. En el 2002, Edenorte y Edesur combinados gastaron US$42 millones por contador e inversiones comerciales, y estiman que necesitarían gastar cerca de lo mismo en el 2003.

Edeste estima que necesitaría cerca de US$80 millones para rehabilitar su sistema. La caída económica del 2003 ha dificultado substancialmente las inversiones de las CoDis y, consecuentemente, mejoras significativas en el IRE tienen poca posibilidad de materializarse pronto. Se necesita también un compromiso fuerte del Gobierno en cuanto a acciones policiales y judiciales para hacer cumplir las leyes de propiedad. Esto está siendo tratado conjuntamente por el Gobierno y el Programa Nacional de Apoyo a la Eliminación del Fraude Eléctrico, el cual apoya los empleados de las CoDis tomando acción en perseguir los fraudes de electricidad. El Gobierno también se propone ayudar a las CoDis en desconectar la energía debido a facturas sin pagar, incluyendo aquellas que correspondan a las agencias del Gobierno.

Suministro de Electricidad a los Pobres Urbanos

El Gobierno subsidia las áreas urbanas pobres (barrios carenciados), lo cual cuenta con el 10-12 por ciento del consumo total, bajo el Programa de Reducción de Apagones, PRA. El programa trabaja de la siguiente manera:

• Los consumidores reciben el servicio durante 20 horas al día, 75 por ciento del costo es financiado por el Gobierno y el 25 por ciento por las CoDis;

• Se estimula la participación organizada de la comunidad, como una forma de facilitar y mejorar las relaciones entre las CoDis y los residentes, y de éste modo promover la recolección. Un censo de usuarios es conducido para asegurar las cargas instaladas;

• A los usuarios se les facilita un libreto de pago fijo mensual dependiendo de su carga, y pueden realizar sus pagos en tiendas del barrio seleccionadas;

• Las ganancias se dividen entre la CDE (48 por ciento) y la CoDis (32 por ciento), usando el 20 por ciento restante para reparos y mejoras de la red dentro del a comunidad. Sin embargo, el Gobierno ha decidido usar el 48 por ciento de la CDE para inversiones de energía adicional en las mismas áreas.

El programa fue creado a mediados del 2001, y se programó para una duración de dos años, aunque hay una expectativa muy difundida de que se extenderá si se percibe de que va en la dirección correcta. El Gobierno ha presupuestado US$5 millones por mes para el 75 por ciento del costo de su porción, más el costo total de proveer electricidad por 12 horas por día en los barrios restantes. Desde Diciembre del 2002 la cobertura fue del 65 por ciento de la población total de los barrios (aunque solamente 67 de los 238 barrios del país fueron incluidos). La proporción de recolección, la cual era solamente del cuatro por ciento, comenzó a aumentar bruscamente sólo en el cuatrimestre final del 2002, y alcanzó 30 por ciento en la participación de los barrios, antes de descender en la crisis del 2003. No obstante, una vista de cerca al programa revela debilidades económicas inherentes, lo cual compromete su sostenibilidad y exige una reforma.

El PRA fue exitoso en señalar el malestar social causado por los apagones anteriores limitándolos a una duración máxima tolerable, y ha puesto en práctica proyectos requiriendo a las comunidades participantes a pagar la electricidad. Los clientes de el PRA no disfrutan de un servicio de 24-horas, pero tampoco pagan el costo total de suplirlas. Probablemente será necesario continuar subsidiando a estos clientes permanentemente, y señalarlos correctamente es un reto importante para evitar malgastar los recursos.

A pesar de que el PRA sólo tiene dos años, está teniendo dificultades:

• Este programa es posible por los subsidios de las hidroplantas, pero esta fuente está alcanzando su límite debido a que más y más comunidades se están incorporando al programa;

• Provee una manera fácil para las CoDis de ignorar un problema mayor del grupo de consumidores que no pagan. Aunque las CoDis pagan el 25 por ciento de la energía consumida, no parecen estar jugando un papel muy activo en promover la rehabilitación de la red y la instalación de los contadores;

• La falta de contadores continúa proveyendo incentivos perversos en el gasto de energía; y

• El servicio de energía de 18 horas ha atraído la migración a los barrios del PRA.

Abordar estos problemas requiere de un rediseño minucioso del PRA, con un horario bien definido para enviar a los consumidores del PRA a las CoDis responsables. Esto liberaría recursos para que el programa cubra otras comunidades. Un estudio de éste tópico sería financiado bajo el proyecto AT.

Sostenibilidad Económica de las Empresas del Sector

En Septiembre del 2002, el Gobierno finalizó los subsidios insostenibles generalizados que habían sido introducidos para proteger a los consumidores del alto precio de los combustibles. Aunque esto ayudó a alinear las tarifas y los costos, debido a acontecimientos posteriores las ganancias no fueron sostenidas y el sector continúa enfrentando serias dificultades económicas. Las conclusiones principales del análisis financiero son:

• Las CoGen están sólo nominalmente en mejores condiciones financieras que el resto del sistema: Ellas están protegidas de las variaciones del precio del combustible por medio de contratos que les permiten pasarles los aumentos de los costos a las CoDis, y sus contratos están denominados en dólares. Algunas de sus producciones son cambiadas en mercado de punto, en donde enfrenta competencia de las PIEs y otros productores, pero éste es un problema relacionado con el curso normal del negocio. Pero las CoGen ahora enfrentan mayores dificultades porque las CoDis no pueden pagar por sus compras. La opción de restringir la producción significa contraer el costo del equipo inactivo, y no es sostenible por largos períodos de tiempo. La opción de contraer deudas para las compras de combustible también tiene un límite, ya que el suministro del combustible será cortado eventualmente si no es pagado.

• La compañía de transmisión será creada como una empresa reguladora con ganancias garantizadas a ser pagadas por las CoGen y las CoDis. Se espera que éstas ganancias reguladas cubran sus costos y deben ser sostenibles a la larga al ser pagados los cargos de las transmisiones. Pero, como en el caso de las CoGen, la compañía de transmisión dependerá de la salud financiera de las CoDis para su sostenibilidad.

• Las CoDis enfrentan grandes dificultades, las cuales han arrastrado el resto del sector. Hasta principios del 2003, las CoDis estuvieron confiadas en que un giro en sus índices financieros estaba al fin al alcance. Sin embargo, el congelamiento del precio y la repentina depreciación en el 2003 ha tenido un impacto severo en sus finanzas. Aunque las CoDis tienen un crédito con el Gobierno a través del Fondo Estabilizador, no se le ha pagado, y se espera que el Fondo crezca sustancialmente durante los últimos meses del 2003. En Diciembre del 2003 abarcaba alrededor de US$60 millones.

Además, la fórmula reguladora que modifica las tarifas tiene un retraso implícito que no refleja los costos de las CoDis; esto ha generado pérdidas de más de US$100 millones para Diciembre del 2003, de las cuales las CoDis no debían ningún pago del Fondo Estabilizador. El subsidio no pagado y la demora en la pérdida regulatoria equivalen alrededor de 25 por ciento de las ganancias de las CoDis anualmente. Consecuentemente, las CoDis han sido arrastradas a un choque de liquidez por lo cual no han podido cubrir sus costos operacionales, particularmente los pagos de sus compras de electricidad, los cuales son el mayor gasto operacional.

En términos medios, el nivel de rentabilidad (alrededor del 70 por ciento) puede ser alcanzado si las CoDis se recuperan económicamente (lo cual requerirá señalar el problema del Fondo Estabilizador) y puede colocar en su lugar las inversiones necesaria. Si el IRE mejora a un 75 u 80 por ciento, podría ser posible hasta cortar las tarifas nominales alrededor del 10 por ciento sin poner en peligro las finanzas de las CoDis. Esto también invertiría la injusticia existente en donde los consumidores que se rigen por la ley están pagando por los costos de otros. Mientras tanto porque las CoDis operan como recolectores de dinero efectivo para todo el sistema, su inhabilidad de cobrar y recolectar continúa siendo un problema crítico.

Electrificación Rural

La República Dominicana tiene una de las tasas más altas de electrificación en la región, el 80% (sin incluir las conexiones ilegales), con un desglose del 90 por ciento de los residentes urbanos y el 64 de las áreas rurales. La cifra promedio es del 88 por ciento debido a las tantas conexiones ilegales o compartidas. Incluso en las áreas rurales la gran mayoría de los consumidores están conectados a la red. A la fecha, ha habido poca coordinación entre los esfuerzos de red y fuera de la red. Por ejemplo, un suplidor privado de servicio solar tuvo que eliminar unos 1,500 sistemas como resultado de extensiones de red sin anunciar

Tabla 4: Electrificación de la República Dominicana: Rural vs. Urbana

Población sin Servicio (millones) Población con Servicio (millones) Servida de lo cual se Subsidia

Urbana 0.6 5.1 2.2 Rural 1.2 2.0 Oa/ Total 1.8 7.1 2.2

a/ Las tarifas no discriminan basadas en la ubicación. Aunque el costo del servicio sea más alto en áreas rurales, debido a los bajos costos representados por la cuadricula existente, el grado de subsidio a los consumidores rurales es relativamente pequeño.

Un número de factores favorecen la electrificación rural:

• El tamaño relativamente pequeño del país y la cobertura substancial de la red hace posible alcanzar mucha de la población rural a través de la extensión de red convencional. Aproximadamente la mitad de la población sin servicio vive a 5 Km. de la red. Se está desarrollando una capacidad de generación adecuada, y el mayor suministro de embotellamiento, transmisión debe ser señalado en cualquier caso por razones de eficiencia operacional.

• La población rural Dominicana ha demostrado un alta demanda en el servicio de la electricidad, con un nivel de consumo promedio en las casas de 140 kWh/mes, aún afrontando el promedio de tarifas de US$0.14/kWh.

• Debido al sector privado y a las iniciativas de la NGO, el país tiene uno de los mercados más activos en el mundo de tecnologías solares y fuera de red. Unas 12,000-15,000 familias (60,000-75,000 personas) han sido electrizadas en los pasados doce años usando energía solar. La mayor parte de esto ha sido posible sin subsidios, por tres compañías privadas, y, por lo tanto, ha alcanzado principalmente las casas rurales más pudientes. Las ONGs, generalmente con financiamientos otorgados de los gobiernos de los Estados Unidos o Europeos, han proveído servicio de subsidio a escuelas y distribución de agua. El país tiene buen potencial solar, hidrológico y energía de viento (La USAID ha financiado un mapa de recurso de viento.)

La meta del Gobierno es aumentar la cobertura en áreas rurales a un 95 por ciento para el 2015. La CDE inició el Plan Nacional de Electrificación Rural en Noviembre del 2001, y la Asociación Nacional de Cooperativas Eléctricas (NRECA) de los Estados Unidos está realizando un Plan de Nacional de Electrificación Rural detallado financiado por USAID. La fase I del plan estuvo disponible para revisión del público en Mayo del 2003. El estudio intenta demostrar la competencia fronteriza de la electrificación con red en contra de la fuera de red (solar, de viento y mini-hidro). Basado en parámetros aparentes de la tarifa y el costo de servicio, unas 130,000 casas (650,000 personas) viviendo cerca de cinco Km. de distancia de la red existente puede recibir un nuevo servicio de red a un costo de inversión total de US$61 millones. El trabajo de la fase I también ha identificado inicialmente cerca de 4,000 casas (20,000) adecuado para sistemas solares de casa a un costo de unidad comparable (US$500/casa).

La situación central de la electrificación rural con la red y fuera de la red es la necesidad del subsidio de la inversión, generalmente de 40-60 por ciento para hacer el proyecto económicamente viable. Esto se debe a lo apartado, la baja densidad y la baja capacidad de pagar de las poblaciones rurales. En el caso de extensiones con la red, el subsidio se le otorgará a las CoDis mientras que para las inversiones fuera de la red será otorgado a las mismas casas, ya que ellos serán dueños de los servicios. La obligación legal de las CoDis es solamente de servir a todos los consumidores interesados que se encuentren dentro de 150 metros de la red. Sin dichos subsidios, hay poca esperanza de que las CoDis u otras inversores contribuyan significativamente a la electrificación rural. Sin embargo, una filosofía del uso sensato de los subsidios de promover acceso (en vez de consumo) aún no ha encajado en la realización de política de las instituciones. Y, mientras que la micro-economía de finalizar usuarios para la compra de sistemas que se sostienen solos no está disponible generalmente, los pequeños empresarios de servicio de energía rural enfrentan altos costos en el mercado de entrada y dificultades en tener acceso al desarrollo comercial necesario y capital para trabajar.

El Gobierno tiene dos planteamientos para la subvención. Primero, un impuesto de Hidrocarburo de dos por ciento en las ventas total de combustible de fósil, decretado en Julio del 2001, genera aproximadamente US$10 millones/año para inversiones de energía renovable y eficiente. (Esto es comparado con los US$6 millones por mes consumidos en subsidios para el consumo de electricidad urbana.) Estos recursos no han sido dedicados aún a proyectos específicos.

Segundo, la venta de hidroelectricidad a precios de descuento de los dueños de las estaciones de la CDE ha sido ofrecida como una forma de estimular la expansión de servicio a las áreas rurales, pero ya que no existe una base acordada para valorar la hidroenergía, la cantidad y distribución del subsidio se mantendría opaco y sujeto a controversia. Además, la fracción de inversión en la electrificación rural anual actual del Gobierno que representa un subsidio permanece oscura, ya que se determina en base a proyecto-por-proyecto en negociación con los concesionarios.

Basado en el próximo Plan de Electrificación Nacional Rural, el Gobierno necesita racionalizar el apoyo del subsidio a través y entre la extensión con red y el desarrollo sin red, y distribuir los subsidios de una manera competitiva y transparente. Debería entonces negociar objetivos e indicadores de electrificación rural basado en el funcionamiento con cesionarios distribuidores bajo los niveles de subsidios convenidos.

Manejo del Medio Ambiente

La protección del medio ambiente en la República Dominicana tiene relativamente una larga historia, remontándose a principios del 1960 cuando la primera ley de conservación forestal comprensiva fue promulgada para proteger las vertientes de la nación. La Ley General en los Recursos Ambientales y Naturales del 2000 modernizó la legislación ambiental, y existe un Ministerio del Medio Ambiente a nivel de gabinete encargado de desarrollar normas. La Ley de Electricidad estableció principios y responsabilidades para aplicar las normas ambientales en el sector energético. Le otorgó la responsabilidad de la formación de normas en el área a la CNE (en cuya junta está sentado el Secretario del Medio Ambiente), y al SIE para hacer cumplir las normas y determinar sanciones a sus violaciones. Debido a que la CNE y SIE están financiados automáticamente por el sector, cuentan con recursos relativamente estables para llevar a cabo éstas funciones.

La CNE y la SIE requieren asistencia técnica para familiarizarse con los asunto ambientales. El Proyecto de Asistencia Técnica propuesto apoyaría:

• Una evaluación ambiental estratégica por la CNE para: (i) identificar lugares apropiados para nuevas generaciones de energía; (ii) recomendar procedimientos para desarrollar normas para diferentes tipos de servicios de energía (plantas térmicas, Hidro plantas, líneas de transmisión, líneas de distribución y transformadores); y (iii) diseñar un plan de acción;

• Auditorias del medio ambiente y estudios de impacto realizados por especialistas contratados por la SIE, para las plantas térmicas (niveles de emisiones permitidos, gases y sólidos, niveles de sonidos, residuos, y posibles impactos sociales), Hidro plantas (controles de calidad del agua, condiciones de vertientes y posibles conflictos sociales), proyectos de transmisión (incluyendo constreñimientos arqueológico y cultural) y la distribución de compañías, (líneas, sub-estaciones y transformadores, con énfasis en la eliminación de PCB);

• Regular el cumplimiento con las normas del medio ambiente por parte de la SIE, y diseñando incentivos para estimular el cumplimiento y las sanciones por violación; y

• Entrenamiento para el personal de la CNE en la formulación de normas del medio ambiente, y regulación y cumplimiento o la unidad ambiental a ser creada dentro de la SIE.

Estrategia del Gobierno

Respuesta del Gobierno a la crisis

En Septiembre del 2002, el Gobierno tomó una serie de medidas en respuesta a la crisis del sector y las revueltas que resultaron, y logró mejorar la situación sustancialmente. Pero, un año más tarde, confrontó una situación similar sólo que bajo condiciones económicas peores. La estrategia en la crisis del sector global consiste en restaurar urgentemente el servicio y prevenir el empeoramiento de los apagones procedentes de la ausencia de liquidez económica mientras asegura que éstas medidas sean consistentes con lo que se necesitaría hacerse a largo plazo para señalar los problemas estructurales del sector. A este fin, el Gobierno ha diseñado un plan dentado dividido en seis partes:

• Trabajar con los distribuidores, especialmente en la continuidad del programa anti-fraude del PAEF hacia la reducción de las perdidas y aumentar la proporción de recolectas; en particular buscará asegurar que la proporción de recolección permanezca por lo menos al mismo nivel que antes de la compra de las compañías distribuidoras de Unión Fenosa;

• Modificar las regulaciones de la tarifa para reembolsar a los distribuidores por el impacto de los dos meses de retraso en la aplicación del índice “tarifa de rendimiento” (se toma dos meses para calcular y aplicar el índice en la tasa de cambio y los cambios de precio del combustible a la distribución de tarifa, en donde los distribuidores tienen que pagar inmediatamente los precios más altos a los generadores);

Continuar la ejecución del PRA (Programa de Reducción de Apagones) en los barrios pobres, y buscar formas de hacer éste programa más eficiente y económicamente sostenible);

• Reducir gradualmente el subsidio de los consumidores más grandes, a la vez que se continúa la protección al consumidor usando menos de 200kWh/mes;

• Transferir US$240 millones a las compañías de distribución pagándoles los subsidios debidos en el 2004 y proveyéndoles con cupones de combustibles importados (para ser considerado como préstamo o inyección de capital) en proporción a sus ventas respectivas de electricidad, con los cuales pagarán los generadores, quienes a su vez importarán el combustible necesario para prender sus plantas. Los cupones de combustibles serán usados en vez de dinero en efectivo para asegurarse que los recursos son usado para las compras de combustible necesaria para mantener y aumentar la generación de energía

• Entregar las reglas de operación para el Fondo Estabilizador (el cual fue establecido a principios del 2003 para tranquilizar los cambios de tarifa que resultaron de las fluctuaciones abruptas en los precios de petróleo internacional, pero también ha sido usado posteriormente para hacer más gradual el impacto en las tarifas de la depreciación del RD$).

Estrategia del Gobierno a Largo Plazo

Recomendaciones a ser usadas. Para un plazo más largo, especialmente para prevenir la reaparición de dicha crisis, se requiere una revisión más completa y profunda del sector. El Gobierno se propone comenzar un nuevo proceso de revisión usando las sugerencias de:

• Un diálogo con un amplio sector dentro del país, el cual ya ha comenzado, con el propósito de alcanzar un pacto político en el futuro del sector.

• Otras recomendaciones de panel, ej. con relación a la participación del sector privado en el sector energético y revisión de la ley de electricidad;

• El análisis por los consultores financieros de la USAID en los problemas urgentes del sector; y

• Una evaluación ambiental preliminar del sector energético;

• Trabajo preliminar hacia la articulación de una política en electrificación rural;

• Estudios y asesoría bajo el préstamo propuesto de Asistencia Técnica al Sector Privado del Banco Mundial.

Actualizando la capacidad institucional del sector. La creación del SIE, CNE y OC fue un logro significativo de la Ley de Electricidad. Ahora que éstas instituciones han estado funcionando alrededor de dos años, el Gobierno se propone:

• Llevar a cabo una revisión completa e independiente de la capacidad y el papel de la SIE. Una SIE fuerte y autónoma es crítico para la operación del nuevo modelo del sector. Aunque la SIE ha realizado un progreso significativo, hay un número de áreas preocupantes, incluyendo: (i) la tendencia de las compañías del sector en tratar de desviar la SIE y tratar los asuntos de regulación directamente con las autoridades políticas; (ii) la falta de entendimiento y apoyo público para la SIE; (iii) la incapacidad de la SIE, a la fecha, de establecer incentivos para servicios auxiliares; y (iv) la discreción excesiva otorgada a la SIE en algunas áreas (ej. fórmulas para reflejar la inflación general o los cambios en el precio de los combustibles), y la autoridad inadecuada en otros (ej. la calidad de servicio en los barrios).

• Fortalecer a la CNE como un cuerpo realizador de políticas. La CNE normalmente realiza el papel en el Ministerio de Energía o su equivalente. Para que la gestión Dominicana trabaje bien, la CNE debe mejorar su personal y los ministerios relevantes necesarios para apoyar las CNEs.

• Mantener la fuerza administrativa de la OC. La OC ha sido la mejor en el funcionamiento de las nuevas instituciones, y, aunque los cambios administrativos pueden ser inevitables, el Gobierno ofrece una alta prioridad para asegurarse que la OC conserve un liderazgo competente. El Gobierno reexaminará también la conveniencia de hacer que el jefe de la SIE sirva de oficio como el presidente de la OC.

Separación de los diferentes roles del Gobierno: La CNE y la SIE. El establecimiento de los límites entre éstas agencias requiere la mayor atención:

• La SIE debe ser reconocida como una agencia reguladora totalmente funcional, y la interferencia con su independencia tiene que terminar. Los actores del sector tienen que aprender a usar los procesos de la SIE. Se debe disuadir el recurrir a la Oficina del Presidente u otras agencias políticas para cambiar decisiones impopulares, y ésas agencias deben dejar de ser receptivas a dichas peticiones.

• El rol de “supervisión” de la CNE sobre la SIE debe ser eliminada, fortaleciendo de ese modo la independencia de la SIE y liberando las CNEs para que funcionen como una agencia de normas y planificación. Las situaciones incluyen la autoridad de las CNEs de revisar las decisiones de las SIEs y la autoridad de las CNEs en la realización de normas superior en lo relativo a la autoridad de las SIEs de emitir resoluciones. La SIE debe derivar la realización de normas directamente del estatuto. La autoridad de apelar las decisiones de la SIE debe ser transferida de la CNE al sistema judicial o arbitrio.

Separación de los roles del Gobierno como accionista y creador de normas. Cuatro años luego de la privatización las acciones del Gobierno en el sector permanecen en la CDE. Esto crea un conflicto de intereses que no beneficia al sector. El curso de acción propuesto es de:

• Transferir el 49 por ciento de las acciones del Gobierno en las cinco compañías privatizadas de la CDE a FONPER. Esto ocasionaría que el Gobierno trate éstas acciones como una inversión en lugar de tener la tentación de tratar de influenciar las compañías por razones políticas. El Gobierno, en su oportunidad, buscará las formas de ampliar la propiedad pública y reducir su propia exposición en éste sector.

• Establecer legalmente como compañías autónomas a ETED y EGEHID. Aunque la Ley de Electricidad requiere que éstas entidades sean mantenidas en el sector público, les permite convertirse en compañías privadas, operadas por líneas comerciales. Esto es necesario para mejorar su manejo, ayudar a garantizar su sostenibilidad económica (el Gobierno, de hecho, ha perjudicado esto para lograr otras metas del sector, tales como el subsidio de la energía a los pobres y la renegociación de las PIEs), y promover el nivel de campo de juego de las compañías del sector.

• Luego de que la sostenibilidad económica de las compañías distribuidoras haya sido restaurada, reintroducir el capital y el control privado a Edenorte y Edesur.

Extendiendo y mejorando el servicio a los pobres rurales y urbanos. Mientras que los niveles de cobertura total de electricidad en la República Dominicana son razonables para la región, el Gobierno está comprometido a expandir más su cobertura, como parte de su estrategia anti-pobreza. Sin embargo, dado los estrictos constreñimientos fiscales, esto requiere mejorar el rendimiento y aumentar la recolección de los beneficiarios:

• La anterior estrategia de electrificación rural del Gobierno, la PER, careció de un buen criterio económico y financiero y fue únicamente para la expansión de la red. La Fase I del Plan Nacional de Electrificación Rural, ha sido publicado recientemente. El Gobierno enunciará su normas de electrificación rural basado en la Fase I del informe.

• El Programa de Reducción de Apagones (el PRA) para los barrios urbanos ha tenido un éxito razonable extendiendo las horas de servicio, aumentando el número de recaudaciones legales y, por lo tanto, el índice de recuperación de dinero en efectivo y desarrollando agencias locales.

Sin embargo, proporciona ciertos incentivos perversos para las CoDis y los consumidores, y se convertirá cada vez más insostenible económicamente al ser ampliado a los barrios restantes. Además, ya que su intención es de ser solamente un programa de dos años, cualquier terminación abrupta podría deshacer los beneficios obtenidos. Por lo tanto, el Gobierno llevará a cabo una revisión completa y un rediseño de la PRA.

Fortaleciendo las Redes de Transmisión. Las inversiones de transmisión han sido inhibidas por varios factores, dando como resultado una red que es cada vez más propensa a sobrecargarse, siendo los apagones el resultado más visible y costoso. Crear ETED es un paso importante hacia la corrección del problema, pero el Gobierno pretende considerar varias medidas adicionales:

• Descubriendo maneras que permitan la inversión privada en la transmisión, sin el requerimiento legal de que la red sea propiedad del sector público;

• Presionando la legislatura a que apruebe préstamos pendientes para la transmisión de inversiones;

• Buscando cambiar el presente requerimiento anacrónico de que todos los préstamos para la transmisión de inversiones sea aprobado individualmente por la legislatura; y

• Garantizando que la transmisión de tarifas sean adecuadas (para la sostenibilidad financiera de ETED) y económicamente eficientes (de manera que fomente el uso óptimo de la red).

Protegiendo el Medio Ambiente. El Gobierno ha completado una evaluación preliminar ambiental del sector energético, para identificar las áreas de atención adicional seguido de una evaluación ambiental, la cual observa todos los problemas importantes con más intensidad y cada una de las inversiones relevantes. Nuevas pautas consistentes con las condiciones locales en el sector ambiental serán desarrolladas y promulgadas, basado en lo anterior.

3. Problemas del sector que serán señalados por opciones del proyecto y las estrategias.

El proyecto enfocará:

• El apoyo requerido por el Gobierno para lograr el consenso de una norma de reforma en el sector energético;

• Debilidades institucionales de las agencias claves, especialmente la SIE y la CNE, y, a menor grado, la OC, PROTEM y FONPER serán señaladas a través de entrenamiento de asesoría y estudios para las instituciones relevantes;

• Los problemas de transmisión serán señalados a través de la ayuda de ETED, inspección de los presuntos para financiamiento privado, desarrollo de un plan de expansión y revisión de la metodología de transmisión de tarifa;

• Sostenibilidad económica, las contribuciones mayores del proyecto serán las evaluaciones de PAEF y PRA; y

• Los aspectos ambientales y sociales serán señalados a través de evaluaciones ambientales y sociales, desarrollo de estrategias y guías ambientales, electrificación rural, y apoyo para el establecimiento de una unidad ambiental en la CNE.

C. Resumen Descriptivo del Proyecto1. Componentes del proyecto (ver el Anexo 2 para una descripción detallada y el Anexo 3 para un desglose de costo detallado):

Los componentes del proyecto junto con sus costos y financiamiento, están resumidos en la tabla inferior. Los estimados detallados de costos se incluyen en el Anexo 3.

Costos Financiamiento

% delComponente Indicativos % del del Banco Financiamiento

(US$M) Total (US$M) del Banco1. Regulación y protección al consumidor 3.70 33.6 2.50 34.22. Formulación de política 1.90 17.3 1.00 13.73. Desarrollo de mercado de energía y transmisión 2.00 18.2 0.90 12.34. Electricidad para los pobres 0.80 7.3 0.80 11.05. Protección medioambiental 1.30 11.8 0.90 12.36. Costos operacionales 0.50 4.5 0.40 5.5

No asignado 0.73 6.6 0.73 10.0Costos Totales del Proyecto 10.93 99.4 7.23 99.0

Cuota Inicial de Finalización 0.07 0.6 0.07 1.0Total de Financiamiento Requerido 11.00 100.0 7.30 100.0

2. Normas claves y reformas institucionales apoyadas por el proyecto:

El proyecto proveerá asistencia técnica para ayudar a señalar las siguientes reformas claves:

Normas:

• Lograr consenso en la reforma del sector energético;

• Revisión del mecanismo para apelar las decisiones reguladoras de la SIE;

• Inspección de alternativas para el financiamiento de inversiones de transmisión en el sector

privado;

• Revisión de la transmisión de tarifas; y

• Estrategias y guías ambientales del sector.

Institucionales:

• El fortalecimiento de la SIE, a través de una revisión independiente, desarrollo del personal y consultoría;

• Consultoría de los procedimientos de PROTECOM;

• Amplio apoyo a la CNE, en análisis de normas, sistemas de información y entrenamiento de personal;

• Support to CNE and CDE in identifying and incorporating new strategic investors indistribution;

• Evaluación del desempeño de la PAEF (programa anti-fraude);

• Desarrollo de una estrategia para que FONPER administre su carpeta del sector energético;

• Fundación de planes de negocio para ETED y EGEHID como también entrenamiento de personal y expansión de ETED;

• Revisión de la operación del PRA (programa de reducción de apagones) en los barrios; y

• Estudios y proyectos pilotos para mejorar el programa de electrificación rural.

3. Beneficios y blancos de población:

Los beneficiarios y beneficios del proyecto incluyen:

• Consumidores dominicanos, que podrían beneficiarse de un servicio energético más seguro (debido a una regulación mejorada, mayor sostenibilidad económica de las CoDis, una red de transmisión fortalecida), un mecanismo de quejas realzado (a través de PROTECOM), tarifas más bajas (producto de las ganancias eficientes inducidas por mejores regulación y competencia, y de la reducción del fraude), y condiciones ambientales mejoradas;

• Residentes de los barrios, quienes obtendrán mejor calidad de servicio de la expansión y reforma de la PRA; y

• Familias rurales, quienes se beneficiarán de programas de electrificación que les permitirá reemplazar las fuentes de energía costosas, baterías y lámparas de keroseno, por electricidad.

4. Arreglos institucionales y de implementación:

La TA será implementada bajo la responsabilidad de la CNE. La comisión creará una Unidad de Implementación de Proyecto (PIU) para coordinar todos los aspectos técnicos y administrativos. La UIP recibirá orientación de una Junta de Iniciativas representado por la SIE, la CNE, la CDE, y la OC, y encabezada por el Secretario de Finanzas (o un representante asignado). La Junta de Iniciativas también incluirá un miembro exterior independiente quien, junto con el Secretario de Finanzas, proveerá una visión más amplia de los requerimientos del sector.

La UIP redactará todas las guías del Proyecto, y aprobará, evaluará, vigilará y controlará todas las fases de implementación.

• Actuará como una secretaría ejecutiva del Proyecto, e identificará y resolverá problemas antes que conduzcan a retrasos en la implementación;

• Identificará los estudios técnicos requeridos y preparará las TRs relevantes;

• Preparará los Manuales de Operaciones del Proyecto y el plan de operación;

• Desempeñará el manejo financiero del Proyecto;

• Contratará a los asesores requeridos y otros servicios;

• Supervisará y coordinará todos los trabajos, incluyendo el de asesoría; y revisará todos los documentos e informes producidos;

• Dará seguimiento a la implementación física y plazos del Proyecto;

• Proveerá soporte a lo auditores independientes externos.

Todas las otras funciones de la UIP serán enviadas, como sea requerido, a asesores, abogados, compañías consultoras y contables expertos, quienes serán responsables de preparar TRs y revisar los contratos e informes.

El director del proyecto se asegurará de que, a principios de dar comienzo al proyecto, se iniciará un proyecto auspiciado por el Banco, el cual implicará especialistas en problemas de logros, de directores financieros y legales. Las misiones de supervisión se llevaran a cabo por lo menos dos veces al año. Las misiones de supervisión incluirán periódicamente un especialista en manejo financiero y un especialista en logros.

La supervisión del Proyecto tendrá una carga delantera y enfocará inicialmente procurar que la UIP pueda llevar a cabo sus responsabilidades, y definiendo los términos de referencia para estudios claves y consultores, y asegurarse de la selección de personal calificados. A partir de eso, la supervisión enfocará los indicadores relacionados a descuidos de coordinación de interinstitucional efectivas y signos de desempeño en el mercado.

Además de la supervisión regular, y distinta a la evaluación del progreso en la implementación del proyecto, el Banco periódicamente revisará con la CNE el progreso con la implementación de reformas al sector.

Las tareas que las instituciones beneficiarias realizarán, son:

• Superintendencia de Electricidad (SIE) (Componente 1): el fortalecimiento de la función reguladora es crítico para garantizar el éxito en las reformas del sector; consistirá en: (a) una evaluación total del papel y la capacidad de las SIEs; (b) entrenamiento al personal de la SIE; (c) asesoría a la SIE; y (d) asistencia a PROTECOM, la agencia de protección al consumidor bajo SIE, en desarrollar sus procedimientos.

• Organismo Coordinador (OC) (Componente 1): El OC es responsable de determinar los datos básicos de despacho y arreglar las cuentas del sistema. Su papel crítico será apoyado por el proyecto de la TA: (a) financiando los estudios requeridos para mejorar las operaciones del mercado; (b) apoyando la actividad del Grupo Vigilante del Mercado, el cual informará periódicamente el desempeño del mercado y sugerirá mejorías donde y cuando sean requeridas; y (c) entrenamiento financiero para el personal del OC en otras organizaciones administrativas de mercado en la región.

• Comisión Nacional de Energía (CNE) (Componente 2): Las responsabilidades de la CNE son: (a) establecer una política de energía; (b) proveer orientación a los inversionistas referente al desarrollo de los servicios de energía; y (c) servir como centro de datos e información del sector. El proyecto de la AT apoyará la CNE financiando: (a) asesores para asistir con el diseño y ejecución de un plan de varios años para el desarrollo de la CNE; (b) el entrenamiento del personal de la CNE en áreas como predicción de demanda y planificación del sistema energético; (c) un sistema de información energético para apoyar la recaudación de datos, análisis y almacenaje; (d) la diseminación de información de energía a través de los medios impresos y electrónicos; (e) la inspección de mecanismos de alternativa para apelar las decisiones reguladoras de la SIE; (f) el apoyo a la incorporación de nuevos inversionistas en las compañías distribuidoras; y (g) proyectos seleccionados relacionados a problemas ambientales y sociales y su impacto en el sector energético. Se espera que la CNE sea responsable en coordinar el dialogo del sector recomendado por el Panel de Expertos; el proyecto proveerá apoyo a la CNE para lograr ésta meta. Con relación a esto último, la CNE coordinará el apoyo para los programas de control de robo (PAEF) y reducción de apagones (PRA) nombrando una evaluación social de consumo de electricidad con énfasis en la población pobre. La evaluación desarrollará un programa de comunicaciones y una estrategia para comprometer la participación de las comunidades afectadas en normalizar las conexiones y pagar la electricidad.

• Programa de Apoyo a la Eliminación del Fraude Eléctrico (PAEF) (Componente 2):El PAEF apoya las CoDis reduciendo el robo (a través de conexiones ilegales o el hurgar los contadores) y la negativa en pagar las facturas, particularmente entre mayores consumidores; es apoyado financieramente por las CoDis. Está aun descubriendo su camino a través de acciones piloto, y su desempeño a la fecha necesita ser evaluada, para determinar como hacerla más efectiva. Sus acciones serán guiadas por la evaluación social del consumo de electricidad, si es que extiende su alcance en combatir el fraude y las conexiones ilegales en los barrios pobres.

• Fondo Patrimonial (FONPER) (Componente 2): El apoyo de la TA incluirá servicios en el manejo de asesoría para garantizar que FONPER sea eficiente en proteger los intereses del sector publico en compañías de energía de control privado.

• Empresa de Trasmisión del Estado Dominicano (ETED) (Componente 3): La ETED dará apoyo financiando: (a) los servicios de asesoría requeridos para estructurar el negocio y los planes de expansión; (b) el entrenamiento a los empleados de la ETED en actividades tales como mantenimiento de líneas vivas, y (c) estudios para una operación comercial adecuada del sistema de transmisión, como los cargos de red y congestión.

• CDEEE (Componente 4): apoyo para programas de electrificación rural a través de servicios de asesoría para mejorar los servicios de diseño y entrega, y apoyo para la participación del sector privado en Edenorte/Edesur.

• Programa de Reducción de Apagones (PRA) (Componente 4): El apoyo de la AT revisará los incentivos y el desempeño del PRA, y buscará mejorar la entrega de electricidad a los suburbios financiando encuestas de efectividad como también estudios orientados a identificar las acciones para fomentar el pago de facturas y legalizar las conexiones. Las mejoras del PRA se implementarán tomando en cuenta los hallazgos de la evaluación social del consumo eléctrico a ser conducido por la CNE. La percepción de igualdad entre los pobres será realzada por las acciones del programa de la PAEF para controlar el fraude entre los consumidores más grandes y más ricos.

D. Razón Fundamental del Proyecto1. Alternativas del proyecto consideradas y razones para su rechazo:

Una alternativa del Proyecto consistirá en depender del presupuesto de las diferentes instituciones para fortalecer sus capacidades. Existen varias desventajas a este planteamiento:

• El entrenamiento y fortalecimiento institucional sería irregular y limitado, ya que carecerá de un enfoque unificado y frecuentemente es muy difícil para una agencia ver claramente y hacer un presupuesto para sus propios requerimientos institucionales.

• Ingresar ciertos recursos, particularmente para consultores internacionales, sería un proceso interminable y difícil bajo los procedimientos usuales del Gobierno.

• Uniendo el préstamo propuesto de la AT con una operación basada en normas incrementaría su efectividad, pero pospondría el apoyo urgente para edificar consenso en los problemas del sector político, una pre-condición para un préstamo basado en la normas.

La otra alternativa que se consideró fue hacer éste un préstamo bisectriz AT, junto con telecomunicaciones. La lógica fue que mucho de los problemas que afectaban la regulación de la electricidad aplicaban también a las telecomunicaciones. Esta alternativa fue rechazada porque existe un fuerte componente orientado hacia la creación y planificación de políticas específicas del sector energético.

2. Proyectos principales financiados por el Banco y/u otras agencias de desarrollo (completados, en ejecución y planificados).

Asunto del Sector Proyecto Supervisión más Reciente

(CSP) Calificaciones (Sólo proyectos financiados por Banco)Progreso de la Objetivo de

Financiado por el Banco Implementación (PI)

Desarrollo(OD)

Estudios financieros y de factibilidad Proyecto de Ingeniería y para la terminal de carbón Haina/Itabo Energía Terminal de Carbón y asistencia técnica al sector energético. Itabo-Rep.Dom. (Préstamo No.

23690 - cerrado 30 junio, 1986)

Mejora de eficiencia de la CDE, Rehabilitación y Distribución Construcción infraestructura en sector Sector Energético SIL – Rep.Energético, financiar Asistencia Técnica Dom. (Préstamos Nos. 24490en áreas administrativas generales, y 2449S-cerrado 30 junio,1995)financieras, de planificación y técnico administrativas.

La crisis financiera en el sector, Respuesta a Crisis Social especialmente la carencia de recursos Ajuste Préstamo y Sector Finan- para pagar el combustible importado. ciero Préstamo AT (enviado a la

Dirección junto a este proyecto

Otras agencias de desarrollo Calificaciones PI/OD: AS (Altamente Satisfactorio), S (Satisfactorio), I (Insatisfactorio), AI (Altamente Insatisfactorio)

3. Lecciones aprendidas y reflejadas en el diseño del proyectoMuchas lecciones han sido aprendidas y reflejadas en las operaciones de AT del Banco

Lección Diseño de ATCapacidad de la UIP. La clave del éxito de los proyectos de AT es el personal de la UIP.

El Banco supervisará la selección del Coordinador de Proyecto y el personal de la UIP.

Pertenencia. Los proyectos de AT exitosos se caracterizan por la demanda de apoyo que emana de las organizaciones beneficiarias de acuerdo con sus necesidades, en vez de las presiones externas.

Existe un amplio consenso dentro del Gobierno que las instituciones beneficiarias requieren fortalecimiento. Desde el inicio, el diseño del proyecto fue hecho en asociación con las contrapartes locales.

Flexibilidad. El formato de AT también puede proporcionar los recursos requeridos urgentemente en respuesta a circunstancias no previstas.

Diseño de AT bastante flexible para permitir respuesta a los requerimientos de desarrollo

Evaluación de imparcial de progreso. El Comité de Conducción debe incluir un experto reconocido del sector que no sea parte del personal de los beneficiarios, para que proporcione un punto de vista independiente respecto a la orientación del Proyecto y el apoyo de otras instituciones adicionales.

Se escogerá un miembro independiente del Comité de Conducción.

Inspección y control de calidad. Los estudios financiados por el Proyecto deben someterse a una revisión independiente, para garantizar que responden a las necesidades reales de las instituciones beneficiarias.

Se esperan auditorias técnicas para todos los estudios con costos excesivos a un limite dado o por orden del coordinador de la UIP.

4. Señales del compromiso y propiedad del prestatario:

Desde mediados de los 90, el Gobierno ha manifestado mucho interés en estabilizar el sector energético y terminar las frecuentes interrupciones en el suministro. En un período relativamente corto, el sector energético de la República Dominica evolucionó de un monopolio del Gobierno a una estructura de mercado, con todas las instituciones claves requeridas. No obstante, los problemas han persistido, y el Gobierno ha demostrado su compromiso de buscar soluciones:

• En 2001, creó la Comisión Presidencial para la Estabilidad de la Reforma Eléctrica para dirigir los problemas del sector.

• En agosto de 2001, comenzó a renegociar contratos de los PIEs desde principios y mediados de los 1990, lo cual se convirtió financieramente insostenible.

• En junio del 2001, el Congreso aprobó la Ley de Electricidad.

• En 2002, el Gobierno promulgó las regulaciones para esa Ley.

• En septiembre de 2002, el Gobierno eliminó los subsidios y aumentó los precios de la electricidad a un gran costo político

• En octubre de 2003, el Gobierno invitó el Panel de Expertos Internacional y ha acordado implementar varias de sus recomendaciones (especialmente los aumentos en las tarifas).

• En diciembre del 2003, el Gobierno puso US$240 millones en su presupuesto para ayudar el sector energético.

La Comisión Presidencial ha reconocido que el sector, a pesar de haber transformado las relaciones comerciales entre los agentes y haber creado las instituciones requeridas, había estado experimentando dolores y que debe fortalecer las distintas instituciones.

La TA ha sido diseñada con la cerca cooperación de la Comisión Presidencial, la CNE, la SIE, FONPER, PRA y PAEF; recomendaciones de los agentes privados del sector, incluyendo la CoDis, ha sido incorporada en el diseño del proyecto. Existe un consenso general que es esencial fortalecer las instituciones por una reforma sostenible en el sector energético.

5. Valor añadido al apoyo del Banco en este proyecto

El Banco apoya el Proyecto con su extensa experiencia con los préstamos de la AT y cómo deben ser manejados para aumentar su impacto. Como en otros países, el apoyo del Banco ayuda asegurando que la mejor experiencia mundial esté disponible a la República Dominicana. El Banco ha estado involucrado en esfuerzos de reforma similar en muchos otros países, especialmente en América Latina, incluyendo a Colombia, Perú, Argentina, Bolivia y Brasil. El Banco puede ayudar dando una mirada comprensiva a las normas y los requerimientos institucionales del sector, y puede asistir edificando consenso alrededor de las reformas propuestas.

E. Análisis Resumido del Proyecto (evaluaciones detalladas se encuentran en el expediente del proyecto, ver Anexo 8)

1. Económico (ver Anexo 4):O Beneficio del costo NPV=US$ miUion; ERR = % (ver Anexo 4)O Efectividad del costo • O Otros (especificar)

N/A

Nota: Los análisis cuantitativos, económicos y financieros no aplican a las operaciones de la AT. Aunque exitoso, el proyecto mejorará la eficiencia del sector energético y reducirá el riesgo de escasez futura, los cuales tendrían mayores beneficios económicos.

2. Financiamiento (ver Anexos 4 y 5):NPV=US$ millones; FRR= % (ver Anexo 4)El préstamo propuesto sería de US$7.23 millones (más honorarios anticipados), a ser desembolsados en un período de cinco años. El financiamiento de la contraparte del Gobierno será de US$3.7 millones. Las asignaciones anuales requeridas serán incluidas en el presupuesto de las instituciones beneficiarias.

Impacto Fiscal:

Es posible que el Proyecto tenga un impacto fiscal positivo mejorando el diseño de la PRA, y, por lo tanto, reduciendo la necesidad de subsidios (actualmente US$5 millones/mes).

3. Técnico:El proyecto trataría aplicaciones complejas del desarrollo y la regulación del mercado de la electricidad, con la asistencia de expertos internacionales y locales.

4. Institucional:

4.1 Agencia Ejecutante:

La Agencia Ejecutiva es CNE. Esta trabajará muy de cerca con las agencias participantes, pero tendrá la última responsabilidad en la ejecución total del proyecto.

4.2 Administración del Proyecto:

El Proyecto será administrado por una Unidad de Implementación de Proyecto (UIP), bajo CNE, dirigido por un Comité de Dirección en representación de las agencias implicadas. El Comité de Dirección incluirá un miembro independiente (a ser asignado por CNE) quien proporcionaría opiniones imparciales con respecto a la gerencia y a la puesta en práctica de proyecto.

4.3 Problemas de la Consecución:

La UIP será responsable de los aspectos administrativos y financieros; los términos de referencia y especificaciones técnicas serán preparados ya sea por las agencias participantes o, de ser necesario, por los asesores contratados por la UIP. El plan de consecución será actualizado cada seis meses. Se requerirá la aprobación previa del Banco para los contratos con individuos que excedan US$50,000, y con las empresas que excedan US$100,000.

El financiamiento retroactivo de hasta un 10 por ciento de la cantidad del préstamo estará disponible para realizar los pagos luego de la fecha de valoración, y dentro de 12 meses antes de la fecha que se espera firmar el Préstamo.

4.4 Problemas de manejo financiero:

5. Medio ambiente: Categoría Ambiental: C (No es requerida)5.1 Resumir los pasos emprendidos para una evaluación ambiental y la preparación BMP (incluyendo consulta y revelación) y los problemas significantes y su tratamiento que resulten de este análisis.Debido a que este es un proyecto de Asistencia Técnica, no financia inversiones, y por lo tanto, no implica impactos ambientales o sociales. El préstamo de TA incluye US$1.3 millones para fortalecer la planificación ambiental y la administración en el sector energético.5.2 ¿Cuales son las características de la BMP y son ellas adecuadas?N/A

5.3 Para los proyectos de Categorías A y B, línea de tiempo y condición de la EA:Fecha de recibo del bosquejo final:

5.4 ¿Cómo han sido consultados los accionistas en la etapa de (a) investigación ambiental y (b) bosquejo del informe de la EA con relación a los impactos ambientales y el plan propuesto para el manejo ambiental? Describir los mecanismos de consulta que fueron usados y cuales grupos fueron consultados?

N/A

5.5 ¿Qué mecanismos se han establecido para vigilar y evaluar el impacto del proyecto en el medio ambiente? ¿Reflejan los indicadores los objetivos y resultados del EMP?

N/A

6. Social:

6.1 Resumir los problemas sociales claves pertinente a los objetivos del proyecto y concretar los resultados del desarrollo social del proyecto.

El proyecto tiene varios componentes sociales, los cuales podrían: (a) mejorar el reglamento y la protección al consumidor; (b) apoyar los esfuerzos para mejorar la calidad de servicio para los pobres; y (c) proveer electrificación a las áreas rurales pobres. Además, se realizará una evaluación de impacto social en el sector energético para determinar si algunas medidas de mitigación son necesarias.

6.2 Enfoque participante

6.3 Plan de participación: ¿Cómo están participando los tenedores de apuestas clave en el proyecto?

Mejorar el servicio en los barrios pobres a través de la PRA involucra los lideres locales para comprometer a los consumidores a firmar, como también reuniones de la comunidad para explicar los objetivos y beneficios del proyecto. La ayuda del proyecto para establecer un acuerdo considera fomentar talleres, seminarios, reuniones con los grupos principales dominantes del tenedor de apuestas, y entrevistas profundas con representantes claves de la sociedad civil y el sector privado.

6.3 ¿Cómo implica éste proyecto asesorías o colaboración con las ONGs u otras organizaciones de la sociedad civil?

En el área de electrificación rural, se espera que el Proyecto trabaje con empresas de menor escala y el sector bancario para desarrollar formas e instrumentos financieros con el propósito de extender la disponibilidad del financiamiento del desarrollo de negocio a las empresas de pequeña y mediana escala.

6.4 ¿Qué arreglos institucionales se han provisto para garantizar que el proyecto logre su resultado de desarrollo social?

CNE comisionará un gravamen social del consumo de la electricidad cuyos resultados, particularmente con relación a la problemática que implica la participación de la comunidad en barrios pobres será incorporada en los programas del PRA y la PAEF. El programa de PRA es ayudado por las CoDis y ha tenido éxito en involucrar la cooperación de la comunidades beneficiarias involucrando a líderes de la comunidad. El programa está financiado completamente. Un plan de electrificación rural se está desarrollando con la asistencia de la NRECA (La Asociación Cooperativa Nacional de Electricidad Rural), un cuerpo especializado norteamericano de asistencia técnica, financiado por USAID. La agencia de desarrollo Francés (AFD) también está ayudando el esfuerzo de electrificación rural.

6.5 ¿Cómo podrá el proyecto funcionar en términos de resultados de desarrollo social?

En el caso de los barrios urbanos pobres, el funcionamiento será supervisado por: (a) en numero de consumidores participando en el programa con relación al numero de viviendas estimadas, (b) el número de conexiones legales, y (c) la longitud de las líneas rehabilitadas de la distribución. En el caso de poblaciones rurales, el funcionamiento del proyecto será supervisado por el numero de conexiones nuevas y en la razón de cambios en el de cobertura total.

7. Políticas de Protección7.1 ¿Alguna de las siguientes políticas de protección aplican al proyecto?

Política AplicabilidadEvaluación Medioambiental (OP 4.01, BP 4.01, GP 4.01) O Si ● NoHábitat Naturales (OP 4.04, BP 4.04, GP 4.04) O Si ● NoSilvicultura (OP 4.36, GP 4.36) O Si ● NoControl de Plagas (OP 4.09) O Si ● NoPropiedad Cultural (OPN 11.03) O Si ● NoPueblos Indígenas (OD 4.20) O Si ● NoReasentamiento Involuntario (OP/BP 4.12) O Si ● NoSeguridad de Represas (OP 4.37, BP 4.37) O Si ● NoProyectos en Aguas Internacionales (OP 7.50, BP 7.50, GP 7.50) O Si ● NoProyectos en Áreas en Litigio (OP 7.60, BP 7.60, GP 7.60)* O Si ● No

7.2 Describe provisiones hechas por el proyecto para garantizar cumplir con políticas aplicables de protección.

F. Sostenibilidad y Riesgos

1. Sostenibilidad:Un objetivo primario de la AT es asegurarse que las reformas del poder energético no se paren, invertido o hecho inefectivo debido a la politización o la creencia que los beneficios sean acrecentados solamente a una parte pequeña de la población. La experiencia en América Latina y en otros lugares ha sido que la falta de compromiso y coordinación del Gobierno puede comprometer la implementación continua de dichas reformas. Fortaleciendo de esta forma las reformas y expandiendo sus beneficios ayudando a garantizar la sostenibilidad.

Un segundo aspecto de sostenibilidad es la sostenibilidad financiera del sector empresas. En este sentido, el resultado supervisado clave sería mejoramientos en el índice de recuperación de efectivo del sector. Las mejoras en este índice son esperados debido a los programas de PAEF y PRA y serían requeridos para el apoyo continuo del programa del Banco. Además, el banco supervisará el sector para garantizar que todos los actores del sector energético respeten sus compromisos financiero para que los atrasos financieros no incrementen.

La Sostenibilidad de los resultados del Proyecto, per se, es esencialmente un problema de preservar conocimiento en las organizaciones beneficiarias. Esto requiere ayuda presupuestaria adecuada para las diferentes agencias, y su materialización es posible: (a) los presupuestos de la CNE y SIE son determinados por la Ley y no dependen de asignaciones del Presupuesto Nacional; (b) los programas temporarios, PAEF y PRA, los cuales se esperan que extiendan más allá de la duración del Proyecto, son apoyados por el sector y también no dependen del presupuesto del Gobierno; y (d) ETED y EGEHID, los cuales sin embargo, se espera que serán instalados en las bases de negocios de planes de sonido lo cual garantiza su Sostenibilidad.

3. Riesgos Críticos (refleja el fallo de suposiciones críticas halladas en la cuarta columna del Anexo 1):Riesgo Calificación del

RiesgoMedida de Mitigación del Riesgo

De Resultados a ObjetivoEl Dialogo Nacional sobre el Sector Electricidad fracasa en conducir a una visión común.

En el recorrido político hacia las elecciones de mayo de 2004 , la aprobación congresual está retrasada.

El Gobierno podría no apoyar la autonomía de la SIE.

La SIE podría no ganarse el respeto de los agentes del sector respecto a su transparencia y consistencia.El apoyo político para la CNE no desarrollaría, por ende la política del sector energético quedaría vulnerable a contingencias de corto manejo.

El PAEF no continuaría recibiendo apoyo político.

El apoyo político para un método profesional a la administración del FONPER no desarrollaría.La oposición política podría desarrollarse frente a cualquier tipo de participación privada en la transmisión.Las comunidades barriales responderían negativamente a los cambios en el PARA.

El apoyo presupuestario a la electrificación rural seria inadecuado.El apoyo político y del sector para la reducción de la contaminación seria débil.

La SIE no estaría dispuesta a efectuar cambios de largo alcance.

A

A

A

A

M

M

M

A

A

M

M

A

El desarrollo de un consenso nacional es una condición clave para un apoyo programático continuo del Banco Mundial.

Procesa esta operación con el Préstamo de Ajuste en Respuesta a la Crisis Social.

El Proyecto apoyará el consenso nacional edificando sobre la necesidad de mantener la independencia del regulador.

El apoyo del proyecto debe mejorar el desempeño de la SIE, y también enfatizará las destrezas de comunicación.La CNE recibida apoyo sustancial del proyecto para fortalecer su capacidad de elaboración de política.

La revisión del PAEF por parte del proyecto debe identificar las áreas que necesitan corrección.

Las misiones del banco continuaran enfatizando al Gobierno la importancia financiera del desempeño del FONPER.La revisión de alternativas para participación privada buscará maneras consistentes con la ley y políticas.El Proyecto enfatizará la participación de los presidentes de barriales en todo el proceso.

El proyecto buscará maneras de rebajar los costos unitarios de electrificación rural.El Banco buscará educar participantes del sector y al pueblo sobre los riesgos medioambientales.

La SIE recibirá apoyo sustancial del proyecto.

De Componentes a ResultadosCarencia de capacidad de la UIP.

Los cambios en la Administración podrían poner en peligro el Proyecto.

Financiamiento inadecuado de contraparte

M

A

M

El Banco supervisará la selección del Coordinador del Proyecto.La AT provee un foro para conectar los puntos de vista. Entre las administraciones.

La CNE, SIE y el OC poseen presupuesto apoyado por sector y no requieren fondos del Presupuesto Nacional. El PRA y el PAEF son apoyados por la CoDis.

Clasificación General del Riesgo S

Calificación del Riesgo – A (Alto Riesgo), S (Riesgo Sustancial), M (Riesgo Moderado), N (Bajo Riesgo o Insignificante)

3. Posibles Aspectos Controversiales:

No se prevén aspectos controversiales, aparte de los indicados arriba..

G. Condiciones Principales de Préstamo1. Condiciones para Entrada en Vigencia

(a) Establecimiento de la UIP; designación del Administrador del Proyecto. (Estas condiciones normalmente deben ser satisfechas antes de las negociaciones. Sin embargo, es importante procesar esta operación con el con el Préstamo de Ajuste en Respuesta a la Crisis Social para minimizar el riesgo de retrasos en la aprobación Congresual (ver Sección F. Sostenibilidad y Riesgos). Por tanto, se establecen como condiciones para la puesta en vigencia.

(b) Las otras condiciones establecidas en los Planes de Acción para Financiamiento y Adquisiciones descritas en los Anexos 6A & B.

2. Otro [clasifica de acuerdo a los tipos de convenios usados en los Acuerdos Legales.]

2.1 Monitoreo, revisión y reporte: i) convenios estándares del Banco; ii) El Prestatario entregará al Banco reportes aceptables para el mismo de auditorias preparados por expertos en adquisiciones independientes en un plazo no mayor a seis meses al final de cada año fiscal .

2.2. Financiamiento retroactivo estándar.

2.3. El Banco y el Gobierno se reunirán periódicamente para revisar el progreso de la reforma del sector.

H. Disponibilidad de Implementación□ 1. a) Los documentos de diseño de ingeniería para las actividades del primer año están completos y listos para iniciar la implementación del proyecto.

√ 1. b) No aplica.

□ 2. Los documentos de adquisiciones para las actividades del primer año están completos y listos para iniciar la implementación del proyecto.√ 3. El Plan de Implementación del Proyecto ha sido tasado y encontrado realista y de calidad satisfactoria. √ 4. Los puntos siguientes poseen carencia y son discutidos bajo las condiciones de préstamo (Sección G):

Necesita establecerse la UIP. Necesitan prepararse acuerdos de participación entre la CNE y otras instituciones de

implementación. Necesitan prepararse los TRs por servicios consultivos a ser contratados durante el primer año de

implementación.

I. Cumplimiento de las Políticas del Banco√ 1. Este proyecto cumple con todas las políticas aplicables del banco.□ 2. Se recomiendan las siguientes excepciones para la aprobación del Banco. El proyecto cumple con

todas las demás políticas aplicables del Banco.

Jayme Porto Carreiro Danny M. Leipziger Caroline D. AnsteyLíder de Equipo Director del Sector Directora del País

Anexo 1: Resumen del Diseño del Proyecto

REPUBLICA DOMINICANA: Proyecto de Préstamo de Ayuda Técnica al Sector Energético

Jerarquía de Objetivos Indicadores Claves de Desempeño

Estrategia de Colección de Información

Suposiciones Críticas

Objetivo de EAP Relacionada al Sector:Marco mejorado para participación en infraestructura del sector privado.Mayor acceso de los pobres a los beneficios de crecimiento.

Mejor gobierno.

Desarrollo rural y medioambiental sostenible.

Indicadores del Sector:

Incremento de la inversión en el sector privado.

Mejoramiento del acceso y la calidad del servicio en barriadas pobres.Amplia aceptación de reglas regulatorias por los agentes del sector energético.Aumento del acceso a la electricidad por parte de la población rural y aumento de la cobertura.

Reporte Sector / País:

Reportes del país y el sector por parte del Banco.

Cobertura de información del Sector.

Información del sector sobre los desafíos de las decisiones de la SIE.

(de Objetivo a Misión del Banco)

Estabilidad macroeconómica..

Compromiso político con papel del sector privado.

Disponibilidad de recursos fiscales para el subsidio parcial de los pobres.Compromiso político con la independencia regulatoria.

Objetivo de Desarrollo del Proyecto:

Apoyar la implementación del programa de reforma del sector energético del Gobierno a través de estudios y capacitación enfocada en:

Fortalecer el desempeño regulador y de protección al consumidor del Gobierno.

Fortalecer la capacidad de elaboración de políticas del Gobierno y su administración de los intereses del Gobierno en las compañías del sector energético.

Alcanzar un consenso sobre la reforma del sector energético.

Desarrollo de la cuadrícula de transmisión y del mercado de ventas al por mayor de energía.

Expansión y mejoramiento del suministro de energía a los pobres urbanos y rurales. Proteger el medioambiente.

Resultado / Indicadores de Impacto:

Una institución regulatoria, autónoma y respetada.Satisfacción del consumidor.

Mejora de la estrategia de desarrollo del sector energético.

Participación del sector privado en la distribución.

Acuerdo en política sobre logro de estructura del sector energético.

Reducción de apagones y caídas del sistema. Tarifas estables o reducidas.

Mejora de la calidad suministro urbano y más lata cobertura rural.

Ausencia del daño medioambiental debido al sector.

Reportes del proyecto:

Evaluación independiente, reportes del país y el sector por parte del Banco.

(de Objetivo a Metas)

El sector privado responde positivamente para mejorar las bases institucionales.

La sociedad aprueba y apoya la estrategia del Gobierno basada en la regulación, competencia, precio económico y la responsabilidad social y medioambiental.

Cooperación de las comunidades pobres en la normalización del servicio eléctrico.

Resultado de cada Componente:

Indicadores de Resultado: Reportes del proyecto: (de Resultados a Objetivos)

1. Regulación y Protección al Consumidor

Revisión de la SIE Responsabilidades Procedimientos Interacción con la CNE Función de tarifa Estándares de servicio

Desarrollo de Personal de la SIE Entrenamiento de personal Viajes de estudios

Asesor regulatorio de la SIE

Estudios Técnicos de la SIE

Procedimientos de la PROTECOM Quejas de consumidores Monitoreo

Mecanismo de apelación

2. Formulación de Políticas y Apoyo para la creación de Consenso sobre las reformas del sector Energético

Apoyo para la CNE: Análisis de Políticas Sistema de información Entrenamiento de personal

Evaluación del PAEF

Apoyo para la FONPER Interacción con socios del sector privado Estrategia a largo plazo para reducir las acciones del Gobierno

3. Desarrollo del Mercado de Transmisión y Energía

Recomendaciones para revisión aceptadas ampliamente.

Mejora de l desempeño y la reputación de la SIE

Aceptación de las recomendaciones de los estudios.

Uso de la PROTECOM por los usuarios

Nuevos mecanismos aprobados

Estudios y análisis efectuados bajo la política de Sector Coherente del proyecto.

La CNE se convierte en una institución de establecimiento de políticas.

Aumento del índice de recuperación de efectivo.

Buena relación con socios.

Venta de acciones del Gobierno

Inversión en la transmisión,Reducción de apagones y caídas del sistema.

Reporte de revisión de la SIE.

Reportes anuales de la SIE.

Reportes de estudio.

Reporte anual de la PROTECOM

Reporte anual de la CNE sobre el sector

Reporte anual del PAEF

Reportes corporativos.

Reportes anuales de la ETED

Voluntad de la SIE para internalizar la ayuda.

Apoyo del Gobierno a la autonomía de la SIE.

La SIE se gana el respeto del sector y los agentes respecto a su transparencia y consistencia.

Los partidos acuerdan y endosan la implementación de políticas de consenso.

Apoyo político y presupuestario a las funciones de la CNE.

Continúa el apoyo político al PAEF.

Apoyo político a los métodos profesionales para salvaguardar los intereses del Gobierno.

Apoyo político para crear una compañía de transmisión independiente.

Apoyo para la ETED Plan de negocios Plan de expansión Entrenamiento de personal

Resultado de cada Componente:

Indicadores de Resultado:

Reportes del proyecto: (de Resultados a Objetivos)

Plan de negocios de la EGEHID

Alternativas para participación del sector privado en la transmisión

Revisión de las tarifas de transmisión

4. Electricidad para los pobres

Rediseño del PRA

Apoyo para la CDEE Estudios de electrificación rural Proyectos piloto de electrificación rural

Evaluación del impacto social

5. Protección medioambiental

Documentos de asuntos medioambientales

Evaluación del sector medioambiental

Estrategia medioambiental

Pautas medioambientales

Inversión privada

Establecimiento de cargos de transmisión adecuadosReducción de la congestión

Mas conexiones legales;Redes rehabilitadas

Proporción de cobertura mejorada;Reducción costo/familia.

Reportes de consultoría/asesoría.Recomendaciones aceptadas e implementadas.

Asuntos identificados

Opciones identificadas

Menos contaminación del sector energético.

Reporte anual de la EGEHID

Reportes de la CNE sobre sector

Reportes de revisión del PRA

Información sobre electrificación rural.

Documentos emitidos; Evaluación por la CNE.

Reporte medioambiental del sector.

Monitoreo de la SIE.

Apoyo político a la participación privada.

Las comunidades responden positivamente a los cambios del PARA.

Presupuesto disponible para electrificación rural.

Reporte político y del sector para la reducción de la contaminación.

Componentes del Proyecto / Sub-componentes:

Insumos (presupuesto para cada componente)

Reportes del proyecto: (de Componentes a Resultados)

Regulación y Protección al Consumidor

1. Formulación de Políticas

2. Desarrollo del Mercado de Transmisión y Energía

3. Electricidad para los Pobres

4. Protección Medioambiental

5. Administración del Proyecto

6. Reserva

7. Cuota Inicial de Finalización

Financiamiento Total Requerido

3,700

1,900

2,000

800

1,300

500

727

73

11,000

Reportes trimestrales de la UIP, revisiones parciales, reporte final sobre inversiones y desempeño de los componentes del proyecto:

Reportes de estudios específicos

Efectividad de la UIP para coordinar el proyecto

Continuidad de la reforma del sector energético por varios años y diferentes administraciones

Financiamiento de contrapartida adecuado y a tiempo

Anexo 2: Descripción Detallada del ProyectoREPUBLICA DOMINICANA: Proyecto de Préstamo de Ayuda Técnica al Sector

Energético

Por Componente:

Componente del Proyecto 1 - US$3.70 millones

Regulación y Protección al Consumidor (SIE, PROTECOM y OC)

1. Comprensivo, evaluación independiente de las capacidades y papel de la SIE, con miras a garantizar tanto su autonomía como su habilidad para cumplir sus. Las áreas cubiertas incluirían lo siguiente:

• Asuntos por los cuales la SIE debe y no debe ser responsable;

• El manejo de la SIE con elementos externos, tales como asuntos de comunicaciones externas que requieren una decisión regulatoria (incluso la solicitud de comentarios por parte de agentes interesados) y cómo se deben efectuar los procedimientos formales, incluso las audiencias publicas;

• Los procedimientos internos de la SIE, tales como la manera en que se deben tomar las

decisiones dentro de la SIE;

• El papel de la SIE respecto a política, y su interacción con la CNE;

• Cómo deben diseñarse y aplicarse las tarifas ;

• Interrogantes del día a día que surgen asociadas con los procedimientos de despacho, facturación y operaciones de del mercado de ventas al por mayor;

• Establecimiento de la calidad del servicio, estándares de medida y facturación; y

• Requisitos de entrenamiento y contratación del personal de la SIE .

2. Desarrollo del personal de la SIE y la OC, a basarse (para la SIE) en las conclusiones dela evaluación superior. Es muy probable que incluya entrenamiento interno, cursos en instituciones dominicanas y viajes de estudio y más intercambios extendidos fuera del país.

3. Asesor(es) regulador(es) de la SIE, para trabajar de cerca con la administración superior en todas las áreas de interés, trayendo la experiencia internacional a la SIE, además disposiciones de entrenamiento y cursos impartidos por el personal de la SIE.

4. Estudios técnicos para la SIE y la OC, sobre tópicos tales como el cobro por servicios adicionales,(ej. energía reactiva), y el manejo de la congestión en las redes de transmisión.

5. Procedimientos de protección al consumidor para la PROTECOM, incluye

• Requisitos de servicio al cliente (procedimientos de solución de quejas);

• Monitoreo del servicio y suministro; y

• Monitoreo de la certeza de facturación y entrega a tiempo.

El Proyecto apoyaría los servicios consultivos así como el entrenamiento del personal de la PROTECOM.

6. Diseño de un mecanismo de apelación legal, para reemplazar el papel de la CNE como corte de apelaciones de las decisiones regulatorias tomadas por la SIE.

7. Grupo de Vigilancia de Mercado de la OC, para evaluar el desempeño del mercado y sugerir cambios.

8. Viajes de estudio para reguladores/creadores de políticas.

Componente del Proyecto 2 - US$1.90 millones

Formulación de Políticas

1. Apoyo para la creación de consenso en las reformas del sector energético. El proyecto apoyaría la implementación de las recomendaciones de un Panel de Expertos sobre el alcance de una amplia base de apoyo para la política del sector energético y futra reforma. El apoyo incluye, según requerido:

• Consejo experto sobre evaluación de la posibilidad de una reforma alternativa

• Evaluación financiera de la sostenibilidad del sector en diferentes escenarios

• Apoyo de mediación para alcanzar consenso

• Talleres y seminarios

• Reuniones con accionistas claves y grupos focales

• Publicaciones, radio, televisión

• Entrevistas profundas con representantes claves de la sociedad civil y el sector privado

2. Análisis de políticas de la CNE. La AT ayudará con:

• Una amplia vigilancia de la estrategia energética de la República Dominicana;

• Estudios técnicos específicos (ej. evaluación técnica general del sistema energético, un plan de expansión de generación indicativo para guiar a los inversionistas del sector privado);

• Compra de software especializado para simulación y planificación; y

• Ayuda practica a los expertos de AT financiados ( economista energético, especialista en energía renovable, economista petrolero).

3. Recolección, análisis y difusión de información de la CNE:

• Determinación de requisitos funcionales de un sistema de información energética;

• Establecimiento de requisitos técnicos y especificaciones para equipos;

• Compra e instalación de equipo;

• AT para apoyo de diseminación: publicaciones, página Web; y

• AT para la creación de dos canales de comunicación entre la CNE y los accionistas del sector energético incluso los consumidores.

4. Programas de entrenamiento para el personal de la CNE en áreas tales como planificación del sector energético y predicción de demanda, incluyendo cursos sobre uso de software y entrenamiento para la administración del sistema de información, operación y mantenimiento.

5. Evaluación del PAEF. El PAEF es el programa principal para aumentar el índice de recuperación de efectivo. El proyecto financiaría una evaluación independiente del desempeño del PAEF y las recomendaciones para cualquier mejora necesaria.

6. Asistencia al FONPER. La presencia continua de la inversión estatal en compañías bajo el control del sector privado requiere que el interés del Gobierno como principal accionista sea protegido. La el apoyo de AT consistirá de :

• Desarrollo de una estrategia a largo plazo para reducir las acciones del Gobierno ye incrementar la participación del sector privado en compañías energéticas privadas;

• Un estudio de auditoria para evaluar el desempeño del portafolio del Gobierno en compañías donde este tenga un interés como inversionista. El estudio de auditoria también identificara las debilidades en el desempeño del FONPER, y los requisitos para mejorar el personal;

• Programa de entrenamiento para el personal del FONPER; y

• Revisiones periódicas de las estrategias y resultados.

Project Componente 3 - US$ 2.00 millones

Desarrollo del Mercado de Transmisión y Energía (ETED, EGEHID, OC)

La AT se enfocará en el apoyo para la finalización de algunas reformas de generación secundaria y el fortalecimiento de l desempeño de empresas criticas, especialmente la ETED. Este componente abarcará:

1. Apoyo para la creación de planes de negocios para la ETED y la EGEHID, las compañías de transmisión e hidroeléctricas a ser creadas por la CDE;

2. Implementación de programas de entrenamiento para el personal de la ETED en técnicas especializadas relativas a operaciones y mantenimiento (ej. mantenimiento de líneas vivas);

3. Identificación de alternativas para la participación del sector privado en

transmisión dentro de los limites establecidos por la Ley de Electricidad;

4. Establecimiento de un plan de expansión de transmisión y su actualización periódica, con una estrategia de ejecución, incluyendo un sistema de facturación medida para todas las conexiones a la red de transmisión, y una evaluación del efecto de una instalación extensiva de capacitores estáticos en el sistema de distribución, sobre las recomendaciones para instalar capacitores a nivel de transmisión; y

5. Revisión de la metodología usada para establecer los cobros de transmisión, verificando la sostenibilidad financiera resultante de la empresa de transmisión y proponiendo modificaciones si fuera necesario.

Componente del Proyecto 4 - US$0.80 millones

Electricidad para los pobres (PRA, CDEEE, CNE)

La AT se enfocara en mejorar el suministro de electricidad en los barrios urbanos pobres, incrementando la cobertura de electricidad en áreas rurales efectuando una evaluación de impacto social:

1. Análisis y mejoramiento del programa de reducción de apagones del Gobierno (PRA), que debe evolucionar de un programa de mejoramiento de renta transitoria de dos años a un canal para mejoramiento permanente de servicios en barrios deprimidos. Se incluiría un sistema para monitoreo continuo de la efectividad del personal del PRA. El análisis enfatizaría el desarrollo de incentivos apropiados para las CoDis y consumidores, y el mantenimiento de los requisitos fiscales del Gobierno a un nivel sostenible.

2. Apoyo al programa de electrificación rural de la CDEEE mediante estudios de factibilidad, diseño de programa y métodos innovadores y tecnología.

3. Efectuar una evaluación de impacto social para: (a) realzar el enfoque y alcance de los mas pobres en las áreas rurales y urbanas; (b) fortalecer los mecanismos institucionales dirigidos a la protección de los consumidores; y (c) ayudar a minimizar la cultura del fraude. La evaluación se efectuará en dos fases. La primera fase incluirá trabajo analítico sobre: (i) el costo social y económico del suministro irregular de servicio de electricidad incluyendo su efecto en la producción y su impacto en los pobres. La información será analizada por quintilios. Los estimados del costo de ‘alternativas individuales’ en el suministro irregular del servicio también se analizaran por quintilios con especial énfasis en los pobres; (ii) la efectividad del PRA, y maneras de mejorar su cobertura de enfoque. También se exploraran medios para ayudar a los pobres en áreas rurales; (iii) identificar disposiciones institucionales viables en colaboración con las Organizaciones Nacionales de la Sociedad Civil con miras a incrementar la responsabilidad de los consumidores y pagos de servicios. La segunda fase de esta evaluación básicamente formulará un numero de recomendaciones de políticas y prácticas que se integrara a los programas generales de prestamos del Sector Energético.

4. Rediseño del Programa de Reducción de Apagones (PRA). El Gobierno a acordado rediseñar el programa para mejorar el servicio a los barrios urbanos, para hacerlo financieramente sostenible y para realinear los incentivos a los usuarios y a las compañías distribuidoras. La AT financiara las encuestas y estudios para apoyar el rediseño del PRA alineado con los objetivos del Gobierno y un plano del nuevo PRA.

Componente del Proyecto 5 - US$1.30 millones

Protección Medioambiental (CNE). Este componente involucra la preparación de los siguientes documentos1. Una evaluación medioambiental sectorial estratégica comprensiva;

2. Una estrategia medioambiental para el sector; y

3. Pautas medioambientales para el sector, basadas en las condiciones especificas de la

República Dominicana.

Componente del Proyecto 6 - US$0.50 millones

Administración del Proyecto. Se establecerá una unidad administradora del proyecto bajo la CNE. Sus tareas incluirán monitoreo, cuentas financieras, adquisiciones, desembolsos y reportes al Banco y el Gobierno (ver Anexo 6B).

Anexo 3: Costos Estimados del ProyectoREPUBLICA DOMINICANA: Proyecto de Préstamo de Ayuda Técnica

al Sector Energético

Local Extranjero TotalCosto del Proyecto por Componentes Millones US$ Millones US$ Millones US$

1. Regulación y protección al consumidor 1.20 2.50 3.702. Formulación de política y administración de portafolio 0.90 1.00 1.903. Desarrollo de Mercado de energía y transmisión 1.10 0.90 2.004. Electricidad para los pobres 0.00 0.80 0.805. Protección medioambiental 0.40 0.90 1.306. Costos operacionales 0.10 0.40 0.50Costo Total Línea Base 3.70 6.50 10.20Contingencias Físicas 0.00 0.73 0.73Contingencias de Precios 0.00 0.00 0.00

*Costos Totales del Proyecto 3.70 7.23 10.93Cuota Inicial de Finalización 0.07 0.07

Total de Financiamiento Requerido 3.70 7.30 11.00

Costo del Proyecto por Categoría Local

Millones US$Extranjero

Millones US$Total

Millones US$Bienes 0.00 0.30 0.30Obras 0.00 0.00 0.00Servicios 3.60 5.50 9.10Entrenamiento Costos operacionales No asignado

0.00 0.10 0.00

0.30 0.40 0.73

0.30 0.50 0.73

*Costos Totales del Proyecto 3.70 7.23 10.93Cuota Inicial de Finalización 0.07 0.07

Total de Financiamiento Requerido 3.70 7.30 11.00

Financiado Acción de

Componente del ProyectoCostos (incl.

contingencias)(millones US$)

%del Total

Por Banco(millones

US$)

%deFinanciamiento del Banco

Financiamiento del Banco por

cada componente

(%)

1. Regulación y protección al 3.70 33.6 2.50 34.2 67.6 consumidor

2. Formulación de política y 1.90 17.3 1.00 13.7 52.6 administración de portafolio

3. Desarrollo de Mercado de 2.0 18.2 0.90 12.3 45.0 energía y transmisión

4. Electricidad para los pobres 0.80 7.3 0.80 11.0 100.0 5. Protección medioambiental 1.30 11.8 0.90 12.3 69.2 6. Costos operacionales 0.50 4.5 0.40 5.5 80.0 7. No asignado 0.73 6.6 0.73 10.0 100.0

Costos Totales del proyecto 10.93 99.3 7.227 99.0 66.1 Cuota Inicial de Finalización 0.073 0.7 0.073 1.0 100.0

(1% del Financiamiento del Banco)Total de Financiamiento Requerido 11.00 100.0 7.3 100 66.4

*Los gravámenes e impuestos identificables son 0 (US$m) y el costo total del proyecto, impuestos netos, es 11 (US$m). Por tanto, la proporción de acción del costo del proyecto es 66.36% de los impuestos netos del costo total del proyecto.

Anexo 4REPUBLICA DOMINICANA: Proyecto de Préstamo de Ayuda

Técnica al Sector Energético

No Aplica

Anexo 5: Resumen FinancieroREPUBLICA DOMINICANA: Proyecto de Préstamo de Ayuda Técnica

al Sector EnergéticoFinalizaciones de Años

PERIODO DE IMPLEMENTACION

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7

Total de Financiamiento RequeridoCostos del ProyectoCostos de Inversión 1.3 1.9 2.0 2.1 1.9 0.0 0.0Costos Recurrentes 0.2 0.4 0.4 0.4 0.3 0.0 0.0Costos Totales de Proyecto 1.5 2.3 2.4 2.5 2.2 0.0 0.0Cuota Inicial Finalización 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Financiamiento Total 1.6 2.3 2.4 2.5 2.2 0.0 0.0

Financiamiento BIRD/ADI 1.1 1.7 1.7 1.7 1.1 0.0 0.0Gobierno 0.5 0.6 0.7 0.8 1.1 0.0 0.0Central 0.5 0.6 0.7 0.8 1.1 0.0 0.0Provincial 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Co-financiadores 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Cuotas Usuarios/Beneficiarios 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Otro 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Total Financiamiento 1.6 2.3 2.4Del Proyecto

2.5 2.2 0.0 0.0

Presunciones principales:1.Todas las cifras en equivalente a millones de US$.2.Los costos recurrentes originados por el Gobierno corresponden a la Administración del Proyecto.

Anexo 6(A): Disposiciones de AdquisicionesREPUBLICA DOMINICANA: Proyecto de Préstamo de Ayuda Técnica al Sector

Energético

Adquisiciones

A) Disposiciones de Adquisiciones

Las adquisiciones del proyecto propuesto se efectuaran de acuerdo con las “Pautas: Adquisiciones Bajo Prestamos del BIRD y Créditos de la ADI,” del Banco, publicadas en enero de 1995 (revisadas en enero/agosto de 1996, septiembre de 1997 y enero de 1999); y "Pautas: Selección y Contratación de Consultores por los Prestatarios del Banco Mundial," publicadas en enero de 1997 (revisadas en septiembre de 1999, enero de 1999 y mayo de 2002), y las provisiones estipuladas en el Contrato de Préstamo.

Responsabilidad de Adquisiciones: El préstamo de Asistencia Técnica (TA) se implementara bajo la responsabilidad de la Comisión Nacional de Energía (CNE). La CNE creará una Unidad de Implementación del Programa (UIP) para coordinar todos los aspectos técnicos y administrativos del proyecto. Esta UIP se compondrá de un Coordinador de Proyecto, Administración Financiera y un Especialista en Adquisiciones, que serán contratados como consultores individuales por la duración del proyecto y serán financiados con las ganancias del préstamo de AT. En principio, todas las demás funciones del proyecto serán efectuadas externamente por medio de la selección de consultores individuales para las posiciones respectivas.

Un consultor individual especializado en adquisiciones asistirá a la UIP en la adquisición de aproximadamente US$10.30 millones en Asistencia Técnica para estudios, otras asignaciones consultivas y entrenamiento. El consultor deberá ser contratado antes de la entrada en vigencia. La asignación respectiva se espera que sea por un total de ocho meses distribuidos en los primeros dos años del proyecto.

1) Métodos de adquisición: Los métodos descritos mas abajo a usarse para las adquisiciones , y los montos estimados para cada método, se resumen en la Tabla A. Los umbrales de valores de contratos para el uso de cada método están dispuestos en la Tabla B.

Adquisiciones de Bienes

Los bienes bajo este proyecto incluirán la compra de software especializado para simulación y planificación, y compra e instalación de equipo totalizando el equivalente a US$300,000. Hasta donde sea posible, los contratos para estos bienes se agruparan en paquetes de licitación equivalentes a mas de US$150,000 y se adquirirán siguiendo los procedimientos de Licitación Competitiva Internacional (LCI), usando Documentos Estandarizados de Licitación (DEL) emitidos por el Banco. Los contratos con valores estimados por debajo de los US$150,000 pero mayores de US$50,000 podrían adquirirse usando procedimientos de Licitación Competitiva Nacional (LCN) y documentos estándar de licitación acordados con el Banco. Los contratos que no se puedan agrupar en paquetes de licitación mayores y con costos estimados en menos de US$50,000 por contrato, podrían adquirirse usando procedimientos de compras (Locales/Internacionales) basados en un modelo de solicitud de cotizaciones satisfactorio para el Banco.

Selección de Consultores

Los servicios consultivos bajo este proyecto serán contratados en las siguientes áreas de pericia: (a) evaluación de funciones institucionales y capacidades de las instituciones del sector energético; (b) aspectos regulatorios; (c) estudios técnicos o cobros por servicios adicionales y manejo de la congestión en las redes de transmisión; (d) procedimientos de protección al consumidor; (e) diseño de mecanismo legal de apelación; (f) desempeño de mercado; (g) desarrollo institucional; (h) desarrollo del mercado de energía y transmisión; (i) reducción de apagones; (j) electrificación rural; (k) evaluaciones del impacto social; y (1) evaluaciones y estudios medioambientales sectoriales. Se estima que estos servicios cuesten el equivalente a US$9,700,000 y serán adquiridos usando la Solicitud Estándar del Banco para Propuestas.

FirmasTodos los contratos para firmas estimados a un costo de US$100,000 o más serán seleccionados siguiendo la Selección Basada en Costo y Calidad (SBCC); otros contratos menores y simples estimados a un costo de US$100,000 serian adquiridos el método mas apropiado, Selección Basada en Costo y Calidad (SBCC), Selección Basada en Calidad (SBC), Selección bajo un Presupuesto Fijo (SBPF), Selección al Menor Costo (SMC), o Selección Basada en la Calificación del Consultor (CC), con los siguientes montos agregados: Selección Basada en la Calidad (SBC) US$300,000; Selección bajo un Presupuesto Fijo (SBPF) US$200,000; Selección al Menor Costo (SMC) 800,000; Selección Basada en la Calificación del Consultor (CC) 500,000.

IndividuosLos servicios especializados de asesoría serán proporcionados por consultores individuales seleccionados por comparación de calificaciones de tres candidatos y contratados de acuerdo con las estipulaciones de los párrafos 5.1 al 5.3 de las Pautas para Consultores, hasta un monto agregado de US$3,000,000.

EntrenamientoLas actividades de entrenamiento bajo el proyecto incluyen: (a) entrenamiento y viajes de estudio para la Superintendencia de Electricidad (SIE) y desarrollo del personal del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Interconectado (OC); (b) entrenamiento y cursos sobre aspectos regulatorios para el personal y administración superior de la SEI; (c) entrenamiento en procedimientos de protección al consumidor para la Oficina de Protección al Consumidor de Energía Eléctrica (PROTECOM); (d) Viajes de estudio para los reguladores y creadores de políticas; (e) programas de entrenamiento para el personal del CNE; (f) programa de entrenamiento para el Fondo Patrimonial (FONPER); y (g) técnicas de operaciones y mantenimiento para el personal de la Empresa de Transmisión del Estado (ETED). El costo de estos servicios se estima en US$600,000, a ser suministrado tanto por firmas e individuos de acuerdo con las necesidades del proyecto y las estipulaciones de las Pautas del Banco.

Costos Operacionales: Los diversos artículos, alquiler de oficina, suministros de oficina y servicios serian financiados por las ganancias del préstamo y serán adquiridos mediante procedimientos aceptables por el Banco.

2) Umbrales de revisión previa: Los umbrales propuestos para revisiones previas se basan en la evaluación de capacidad de adquisición de la unidad de implementación del proyecto y están resumidos en la Tabla B.

B) Evaluación de la capacidad de la institución para implementar la adquisición

Las actividades de adquisición serán efectuadas por la Unidad de Implementación del Proyecto (UIP) con la ayuda de un consultor individual especializado. La UIP será creada por la CNE antes de la entrada en vigencia y se compondrá de un Coordinador de Proyecto, en Administración Financiera y Especialista en Adquisiciones. El personal de la UIP que serán contratados como consultores individuales por la duración del proyecto y serán financiados con las ganancias del préstamo de AT. En principio, todas las demás funciones del proyecto serán efectuadas externamente por medio de la selección de consultores individuales para las posiciones respectivas. Las actividades de adquisición serán efectuadas por la Unidad de Implementación del Proyecto (UIP) con la ayuda de un consultor individual especializado que deberá ser contratado antes de la entrada en vigencia. Los contratos de la UIP y del consultor individual de adquisiciones se incluirán en el plan de adquisiciones durante e primer año del proyecto a ser presentado por la CNE. El Manual de Operaciones incluirá, además de los procedimientos de adquisiciones, los Documentos Estándar de Licitación a usarse para cada método de adquisición, así como contratos modelo para bienes adquiridos sobre la base de compras. El Manual de Operaciones describirá el monitoreo de adquisiciones y el sistema de llenado, que debe estar disponible para las misiones de supervisión del Banco y auditores al solicitarse.

Se ha efectuado una evaluación de la capacidad de la UIP para implementar acciones de adquisiciones para el proyecto y fue aprobada por el Asesor Regional de Adquisiciones el 5 de mayo de 2003.

El riesgo general para adquisiciones del proyecto es ALTO.

Para minimizar el alto riesgo de implementación, se ha propuesto el siguiente plan:

• Establecimiento de la UIP contratando personal clave como coordinador del proyecto, administrador financiero y especialista de adquisiciones, con TRs aprobados por el Banco, como condición para entrada en vigencia.

• Selección de un especialista en adquisiciones con amplia experiencia en proyectos financiados por el Banco. Los términos de referencia y candidatos propuestos a ser revisados por el Banco.

• Entrenamiento en adquisiciones provisto por el Banco a la UIP, al proyecto entrar en vigencia. Seminario sobre adquisiciones para cubrir servicios consultivos, compras y LCN (si hubiera).

• Preparación por parte de la UIP de un bosquejo de documentos de licitación para todos los procesos a marzo de 2004.

• Preparación por parte de la UIP, con la asistencia del Banco, de un plan de adquisiciones detallado para el primer año de implementación.

• Preparación por parte de la UIP de un manual de operaciones con un capitulo específico sobre adquisiciones, detallando todos los procedimientos y canales de responsabilidades y flujo de documentos. Revisado antes de las negociaciones , subsecuentemente se someterá a la no objeción del Banco como condición de entrada en vigencia.

• Establecimiento de un sistema de archivo de adquisiciones (a mano y disponible fuera del estante), a ser sometido subsecuentemente a la no objeción del Banco como condición de entrada en vigencia.

C) Plan de Adquisiciones

Un plan preliminar de adquisiciones cubriendo el primer año de operación ha sido sometido por la CNE y esta anexo de aquí en adelante. El plan detallado de adquisiciones para el primer año de implementación será una condición de entrada en vigencia. Al principio de cada año calendario la CNE deberá actualizar el plan de adquisiciones con un calendario detallado de adquisiciones para el año entrante, que debe incluir: i) la lista de contratos completados, en ejecución, bajo adquisición, a ser adquirido en el año entrante; ii) costo de los contratos completados y en ejecución , costos estimados de los próximos contratos; iii) calendario de licitaciones; y iv) métodos particulares para la selección de consultores.

D) Frecuencia de la Supervisión de Adquisiciones

Además de la revisión previa a ser efectuada desde las oficinas del Banco, la evaluación de capacidad de la UIP ha recomendado al menos una supervisión posterior a la misión de revisión por año. Basada en el manejo general de riesgo (ALTO), el análisis de campo de la revisión posterior debe revisar al menos uno de cada cinco contratos, y una auditoria de adquisiciones en conjuntamente con la auditoria financiera del proyecto.

Métodos de Adquisición (Tabla A)

Tabla A: Costos del Proyecto por Disposiciones de Adquisición (equivalente en millones de US$)

Método de Adquisición1

Categoría de Gasto

1. Obras

2. Bienes

3. Servicios 3

4. Entrenamiento 4

5. Costos operacionales

6. No asignado

7. Cuota Inicial Finalización

Total

LIC0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)

LNC0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)

Otro2

0.00 (0.00)0.30 (0.30)6.90

(5.50)0.30 (0.30)0.50 (0.40)0.73

(0.73)0.073

(0.073)8.80

(7.30)

N.F.B.0.00 (0.00)0.00 (0.00)2.20 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)0.00 (0.00)2.20 (0.00)

Costo Total0.00

(0.00)0.30

(0.30)9.10

(5.50)0.30

(0.30)0.50

(0.40)0.73

(0.73)0.073

(0.073) 11 (7.30)

1/ Las cifras en paréntesis son los montos a ser financiados por el Préstamo del Banco. Todos los costos incluyen contingencias.

2/ Los montos por bienes incluirán la compra de software especializado para la estimulación y planificación y compra e instalación de equipo para ser adquirido bajo compras. Incluye servicios de consulta proporcionado por firmas e individuos, esto último incluye consultores para Entrenamiento; y gastos relativos a Entrenamiento, tales como viajes, cuotas de cursos, etc.

3/4. Los servicios de consulta son en las áreas de regulación, planificación energética, política energética, tecnología de la información, estrategia de negocios del sector energético, comunicación, evaluación social, evaluación medioambiental, contabilidad y auditoria. Estos puntos incluyen cosos operacionales.

Leyenda: LIC: Licitación Internacional Competitiva; LNC: Licitación Nacional Competitiva; Otro: incluye Selección de Consultores; NFB: No Financiado por el Banco.

Tabla A1: Disposición de Selección de Consultores (opcional)(equivalente en millones de US$)

Categoría de Gasto por Servicios Consultivos

Método de Selección Costo Total1SBCC SBC SBFP SMC CC Otro N.F.B.

A. Firmas 5.10 (1.60)

0.30 (0.30)

0.20 (0.20)

0.80 (0.80)

0.50 (0.50)

6.90(3.40)

B. Individuos 3.00(2.80)

3.00(2.80)

Total 5.10 (1.60)

0.30 (0.30)

0.20 (0.20)

0.80 (0.80)

0.50 (0.50)

3.00(2.80)

9.90(6.20)

1Incluye Contingencias.

Nota: SBCC = Selección Basada en Costo Calidad para servicios tales como planificación de transmisión y planes indicativos del sector energéticoSBC = Selección Basada en Calidad para servicios tales como desarrollo de regulaciones del sector energético y asuntos de políticas de energética y estudios opcionales.SBFP = Selección Bajo un Presupuesto Fijo para servicios tales como diseño e implementación de sistemas informáticos.SMC = Selección al Menor Costo para servicios tales como contabilidad y auditoria.CC = Selección Basada en la Calificación del Consultor para servicios tales como asesoría en asuntos regulatorios y legales..Otro = Selección de Consultores Individuales (según Sección V de Pautas de Consultores), Practicas Comerciales, etc; para el personal de la Unidad de Implementación del Proyecto y servicios consultivos especializados sobre planificación energética, y asuntos sociales y medioambientales.N.F.B. = No Financiado por el Banco. Las cifras en paréntesis son los montos a ser financiados por el Préstamo del Banco.

Tabla B: Umbrales para Métodos de Adquisiciones y Revisión Previa

Categoría de Gasto

Valor del Contrato (Umbral)

Método de Adquisición

Contratos Sujetos a Revisión Previa /

Valor Total Estimado Sometido a Revisión

Previa miles de US $

1. Obras NA NA NA

2. Bienes >150

<150>50 <50

LIC LNCCompras Nac. e Int.

Todos Primeros dos

Primero3. Servicios - Firmas >100

<100 SBCC

Irrespectivo al Método Todos

TR - Individuos >50

<50 Comparación

de 3 VC Todos

TR Evaluación General de Riesgo de Adquisiciones

Alto XPromedio Bajo

Frecuencia de misiones de supervisión de adquisiciones propuesta: Una cada doce meses (incluye supervisión especial de adquisiciones para revisión posterior) revisión de 1 de cada 5 contratos firmados.

TABLA 1: Obras Civiles – Cronograma de Acciones de Adquisición Descripción Número

de Licitación

Método de Adquisición

Estimada Vs.Real

Montoen US$

Documentos de Licitación

Docs. de No Objeción de Licitación

Llamado a Licitaciones

Apertura de Licitación

Evaluación de No Objeción

Firma del Contrato

Fin de Contrato (entrega)

Nombre Suplidor o Contratista

NO OBRAS CIVILES CONCEBIDAS

Estimada

Real

TABLA 2: BIENES -- Cronograma de Acciones de Adquisición Descripción Número

de Licitación

Método de Adquisición.

EstimadaVs. Real

Montoen US$

Documentos de Licitación

Docs. de No Objeción de Licitación

Llamado a Licitaciones

Apertura de Licitación

Evaluación de No Objeción

Firmadel Contrato

Fin de Contrato (entrega))

Nombre Suplidor o Contratista

Compras Estimada 45,000 06/15/04 07/01/04 2/28/04 07/31/04 10/15/04 11/10/04 12/10/04 Sistema de Información de Energía

Real

Sofware de Archivo Compras Estimada 5,000 08/15/04 Real

TABLA 3: Servicios Consultivos -- Cronograma de Acciones de Adquisición (Año 1) Descripción No.

Lic. Método de Selección

Estimada vs. Real

Monto en US$

Fecha de Anuncio UNDB

Solicitud de Propuestas listas

No Objeción

a REP

Fecha Cierre

Propuestas

No. Obj. Evaluación

Técnica

No Obj. Evaluación

Final

No Objeción al

Contrato

Firma contrato

Fin de Contrato (entrega)

Nombre Consultor

Consultor desarrolla plan de trabajo general del Proyecto

CI Estimada 50,000 NA 07/15/04 07/20/04 08/20/04 09/20/04 10/20/04 10/31/04 02/27/05 Real

Consultores para la UIP.

CI Estimada 750,000 NA 06/30/04 07/05/04 6/30/04 06/30/08 Real

Consultor a desarrollar espec. En software para Sistema Información Energía

CC Estimada 40,000 NA 07/15/04 07/20/04 08/20/04 09/20/04 10/20/04 10/27/04 02/12/05 Real

Inspección Sistema información: garantiza implementación va de acuerdo a las pruebas de especialista contra desempeño de especialista

CC Estimada 15,000 NA 08/30/04 09/15/04 10/15/04 2/15/04 03/15/04 3/22/04 07/10/04 Real

Consultor apoya implementación base datos energía

CI Estimada 30,000 NA 08/30/04 09/15/04 10/15/04 10/15/04 11/15/04 11/22/04 03/10/05 Real

Planificación Sector Energía a enseñarse en CNE.

CC Estimada 20,000 NA 07/15/04 07/20/04 08/20/04 09/30/04 10/31/04 11/07/04 01/22/05 Real

Asesor de planificación energética apoya CNE en el proyecto con visitas periódicas

CI Estimada 50,000 (Año 1)

NA 07/15/04 07/20/04 08/20/04 09/30/04 10/31/04 10/07/04 12/31/08

Real

Asesor planificación de transmisión apoya CNE, ETED y OC en todo el proyecto

CI Estimada 50,000 (Año 1)

NA 08/15/04 08/30/04 09/30/04 10/31/04 11/30/04 12/07/04 12/31/08

Real

Plan Indicativo del Sector Energético a ser asesorado fuente externa por empresa especializada con

SBCC Estimada 200,000 01/31/04 06/15/04 07/01/04 09/30/04 10/25/04 02/15/05 03/15/05 03/25/05 12/10/05 Real

-64-

supervisión de CNE Asesor medioambiental inmediato apoya CNE en todo el proyecto

CC Estimada 30,000 (Año 1)

NA 08/15/04 08/30/04 09/30/04 10/31/04 11/30/04 12/07/04 12/31/08

Real

Evaluación del Sector medioambiental a ser asesorado fuente externa empresa consultiva espec. supervisión de CNE

SBCC Estimada 120,000 01/31/04 08/15/04 07/01/04 11/30/04 12/25/04 01/15/05 02/15/05 03/25/05 12/10/05 Real

Estudio mejoramiento practicas comerciales abordar problemas perdidas y cobros y rediseño PRA adecuadamente

SBCC Estimada 120,000 07/31/04 08/30/04 09/30/04 10/31/04 11/25/04 12/15/04 01/15/05 01/25/05 03/25/05 Real

Asesor Regulatorio apoya SIE en el todo el proyecto

CC Estimada 95,000 (Año 1)

NA 07/15/04 7/20/04 08/20/04 09/20/04 10/20/04 10/27//04 10/27/06

Real

Estudio de estructura de sector y competitividad

SBCC Estimada 120,000 07/31/04 08/30/04 09/30/04 10/31/04 11/25/04 12/15/04 01/15/05 01/25/05 03/25/05 Real

Estudio de revisión regulatoria y reforma

SBCC Estimada 120,000 07/31/04 08/30/04 09/30/04 10/31/04 11/25/04 12/15/04 01/15/05 01/25/05 03/25/05 Real

Administración consultiva apoya la CDEEE en implementación planes negocios EGEHID/ ETED y de negocios separados

FB Estimada 120,000 07/15/04 08/15/04 09/15/04 10/15/04 10/10/05 10/31/05 10/31/05 12/10/05 02/15/05 Real

Evaluación de impacto social para guiar CNE en formulación políticas y tarifas subsidiadas

SBCC Estimada 60,000 06/30/04 08/30/04 09/30/04 10/31/04 11/25/04 12/15/04 01/15/05 02/25/05 06/25/05 Real

Especialista en Adquisiciones

CI Estimada 160,000 NA 06/30/04 07/05/04 8/30/04 8/30/06 Real

Anexo 6(B): Administración Financiera y Disposiciones de Desembolso REPUBLICA DOMINICANA: Proyecto de Préstamo de Ayuda Técnica

al Sector Energético

Administración Financiera

1. Resumen de la Evaluación de Manejo FinancieroConclusión. Sobre la base de una evaluación realizada del 31 de marzo al 3 de abril de 2003, el equipo de administración financiera concluye que, al completarse el plan de acción propuesto, las disposiciones de administración financiera de la UIP satisfarán los requisitos de administración financiera mínimos del Banco. Por tanto, el equipo aconsejaría que las condiciones referidas en la evaluación sean consideradas como condiciones de entrada en vigencia en el acuerdo legal a ser elaborado y firmado con el Prestatario bajo el Proyecto de Ayuda Técnica al Sector Energético.

Fortalezas y Debilidades. La Unidad de Implementación del Proyecto (UIP) a ser creada en la CNE podría enfrentar debilidades significativas ya que los procedimientos que rigen las funciones de administración financiera y los sistemas que usaran para llevar a cabo sus funciones, todos necesitaran ser adaptados para cumplir los requisitos del Banco. Sin embargo, una fortaleza notable es que el personal actual de contabilidad en la CNE, incluyendo el contador que esperan contratar para la UIP, tienen experiencia previa administrando las funciones contables para proyectos con financiamiento externo.

Flujo de Fondos. Según los procedimientos usados actualmente por el Gobierno Dominicano, la Tesorería Nacional (TN) avanzara fondos al Proyecto de una Cuenta Especial en US Dólares (CE) mantenida en el Banco Central y rellenada a medida que se incurre en gastos elegibles de acuerdo con los acuerdos anuales de trabajo aprobados. Para acceder a los fondos en la CE, la UIP solicitara a la Tesorería una transferencia de la CE. Una vez los fondos hayan sido aprobados, la Tesorería informara a la UIP que un cheque en Pesos Dominicanos esta disponible para ser retirado. La UIP puede depositar este cheque en su cuenta de operaciones.

Personal. El equipo Financiero/Administrativo consistirá de un Gerente de Proyecto/Gerente Financiero, un especialista en CI y un contador. Ellos serán responsables de la contabilizar, reportar y hacer la planificación financiera del proyecto incluyendo el reporte a través de los Reportes de Administración Financiera-RAF, la preparación de solicitudes de pagos, preparación de Estados de Gastos (EGs) y el manejo de la CE.

A la fecha de la evaluación, el contador del Proyecto y el Gerente del Proyecto no habían sido escogidos. Para entrada en vigencia, el proyecto debe contratar el Gerente del Proyecto y el Contador del Proyecto.

Políticas y Procedimientos Contables. Los procedimientos contables y administrativos se establecerán como secciones del manual de operaciones para garantizar que las transacciones financieras se hacen considerando salvaguardando los bienes del proyecto y garantizando los registros apropiados en los sistemas de contabilidad/monitoreo. El sistema de contabilidad de la UIP tiene la capacidad de registrar activos, obligaciones y transacciones financieras de acuerdo con los procedimientos recomendados por el Banco y éste puede producir estados financieros útiles para la administración y que reúnen los requisitos fiduciarios del Banco.

Manual de Operaciones del Proyecto. Las políticas y procedimientos descritas en un Manual de Operaciones (MO) deben apuntar a controlar las actividades del proyecto y garantizar la responsabilidad del personal. En la fecha de la evaluación, el MO no había sido preparado. Por tanto, como condición para entrada en vigencia, la UIP debe presentar un bosquejo del MO para ser revisado y aprobado por el Banco.

Segregación de tareas. La estructura organizativa de la UIP apoyara una segregación adecuada de adquisiciones, contabilidad y actividades de registro. La autorización para ejecutar una transacción es la responsabilidad principal del Director del CNE. El registro de la transacción y reconciliaciones mensuales son la responsabilidad principal del contador del proyecto y son supervisadas por el Gerente del Proyecto y revisadas por el Auditor interno.

Planes de Trabajo/Presupuesto Anuales. El acuerdo de préstamo, el plan de adquisiciones y el plan de implementación proporcionarán la entrada principal para los planes anuales de trabajo. La UIP preparara un presupuesto anual y plan de trabajo que incluirá:

• Un plan anual de ejecuciones clasificado por objetivos principales, incluyendo programas físicos y financieros. Es importante notar que estas metas y objetivos deben ser mesurables y cuantificables en un período de tiempo razonable.

• Una propuesta presupuestaria (desglosada al menos trimestralmente) especificando los gastos detallados por componente principal, categoría y fuente de los fondos.

Contabilidad. La UIP mantendrá los registros y cuentas del proyecto usando la base de efectivo de contabilidad y siguiendo las Practicas de Contabilidad Generalmente Aceptadas y las recomendadas por el banco. Los fondos de préstamo del banco y fondos de contrapartida se contabilizaran por separado. El grafico de cuentas propuesto fue revisado y hallado satisfactorio.

2. Disposiciones de ContabilidadAuditoria Interna. La UIP posee su propia función de auditoria interna. Existe un auditor interno que revisara tanto los aspectos operacionales como financieros del proyecto con los objetivos de garantizar el cumplimiento con las normas y regulaciones aplicables.

Auditoria Externa. La UIP pretende contratar una firma de auditoria externa para llevar a cabo auditorias anuales. Los TRs de Auditoria se preparan sobre la base de las “Pautas y términos de Referencia para auditar Proyectos financiados por el Banco Mundial en Latinoamérica y Países del Caribe" y sometidos al Banco, junto a la lista reducida de no objeción de la firma auditora.

El reporte anual de auditoria vencerá cuatro meses después de finalizar el año fiscal. La UIP tiene un año fiscal de enero 1 a diciembre 31.

Reporte y Monitoreo

Estados Financieros. Los estados financieros y reportes serán preparados en formatos que satisfagan los propósitos fiduciarios y de monitoreo tanto del Gobierno como del Banco.

La UIP será responsable de producir los Reportes de Monitoreo Financiero (RMF) trimestrales a ser sometidos al Banco 45 días después de finalizar cara trimestre. Los RMF incluirán una descripción delineando los logros principales del Programa durante el trimestre, las fuentes y usos de los fondos, un análisis detallado de gastos por componente, una reporte de progreso físico y un reporte de adquisiciones. Los RMF deben sometérsela banco a mas tardar 45 días después de finalizar el periodo de reporte.

El formato de los RMF se acordó durante las negociaciones. La UIP sometió un bosquejo del formato para revisión y comentario del SMF previo a las negociaciones.

Los estados financieros anuales incluirán el Estado de Orígenes y Usos de Fondos del Proyecto, un Estado Inversiones Acumulativas, Estado de EGs y un Estado de la CE. Estos reportes se pondrán a la disposición de los auditores después de finalizar el año fiscal.

Sistemas de Información. La UIP usara un sistema automatizado de administración financiera. El sistema permite que los gastos sean segregados por componente/actividad del proyecto, categoría de desembolsos principales y origen de financiación, lo cual es compatible con las prácticas para contabilizar proyectos recomendadas por el Banco.

Cuenta Especial. La UIP establecerá una Cuenta Especial en US$ Dólares, en el banco Central. La Cuenta Especial es para ser usada sólo para los gastos elegibles bajo el acuerdo de préstamo. Bajo ninguna circunstancia los fondos de la Cuenta Especial deben usarse para cubrir la cuota de gastos correspondiente a los fondos de contrapartida. Las transferencias de la Cuenta Especial a otras cuentas bancarias del proyecto sólo se permitirán para cumplir con gastos elegibles por un período limitado de no más de 30 días.

Los avances totales a la Cuenta Especial en cualquier momento dado no excederán el monto autorizado de la asignación a ser determinado en las negociaciones del préstamo.

Para rellenar la Cuenta Especial, la UIP someterá solicitudes periódicas (que no excedan 3 meses) para reembolso de gastos realizados.

Uso de los estados de gastos (EGs). Las aplicaciones de retiro de préstamo se apoyarán por los EGs para gastos relacionados a contratos que no están sujetos a la revisión previa del Banco. Los reembolsos de otros gastos requerirán el sometimiento al Banco de la documentación total de apoyo.

Los documentos de apoyo de los EGs deben ser mantenidos por la UIP al menos por un año después que el Banco haya recibido el reporte de auditoria para el año fiscal en el cual el retiro del fue hecho. Tales documentos deben estar disponibles para revisión por parte de los auditores externos y el personal del Banco.

Otros procedimientos. A solicitud del Prestatario y con la aprobación del Banco, los pagos podrán hacerse: (i) directamente a un tercero (suplidor o consultor) para bienes, obras y servicios; (ii) a un agente de adquisiciones; o (iii) a un banco comercial para gastos contra un Acuerdo Especial del banco Mundial que cubre una carta de crédito comercial de un banco.

Plan de Acción. Este plan de acción ha sido acordado con la CNE para cumplir con todos requerimientos del FMI.

Área / Acción Fecha esperada

1. UIP Preparar un Manual de Operaciones y someterlo al Banco para revisión y no objeción.

Hecho

2. Flujo de fondos 2.1 Abrir la Cuenta Especial en Dólares US$ en el Banco Central. Por efectividad

2.2 Solicitar el deposito inicial de fondos de contrapartida en la Cuenta del Proyecto..

Por efectividad

3. Personal del la UIP 3.1 Emplear al Administrador del proyecto y al Contador del Proyecto. Hecho

3.2 Disponer el entrenamiento a ser suministrado por el Banco para la administración financiera y desembolso.

Por desembolso

4. Contabilidad y control interno 4.1 Someter al Banco un formato de muestra del RMF a ser usado para propósitos de reporte.

Hecho

5. Auditoria externa 5.1 Prepara los TRs del la auditoria y una lista reducida de firmas y someterlas al Banco para revisión y aprobación.

Hecho

5.2 Una vez el banco aprueba los TRs y listas reducidas de firmas auditoras, procede con el proceso de licitación y la designación de los auditores.

Febrero 2004

Plan de Supervisión

Después de la entrada en vigencia, un Especialista en AF debe revisar los reportes anuales de auditoria y debe efectuar al menos una misión de supervisión al año o más según sea necesaria

Condiciones

Basados en esta evaluación. Recomendamos las siguientes condiciones

Para entrada en vigencia: (i) abrir Cuenta Especial en el Banco Central; (ii) solicitar el deposito inicial de los fondos de contrapartida en la Cuenta del Proyecto; (iii) preparar un bosquejo de Manual de Operaciones y someterlo al Banco para revisión y no objeción; y (iv) contratar el Gerente del Proyecto y el Contador del Proyecto.

Para desembolsos: disponer el entrenamiento a ser provisto por el banco para la administración financiera y desembolso.

3. Disposiciones de Desembolsos

Los desembolsos se harán de acuerdo con las instrucciones de la Carta de Desembolsos emitida por la AOL después de cumplir con todas las condiciones para entrar en vigencia. Los desembolsos estarán basados en transacciones y no en reportes, y seguirán los procedimientos estándar del Banco. Todos los documentos pertinentes se archivaran en la UIP para la inspección por parte de los Auditores y misiones de supervisión del Banco. Las aplicaciones de retiros para gastos elegibles se apoyaran por los EGs/Hojas Resumen según sea adecuado.

En vista del “Alto” riesgo de este proyecto respecto a los asuntos de adquisiciones, los EGs se prepararan y someterán por parte de los consultores individuales por montos menores al equivalente de US$15,000, y para firmas consultivas por montos menores al equivalente de US$30,000. Sobre estos limites, las solicitudes de reembolsos deberán someterse a través de HR (Hojas Resumen), con la documentación completa anexa.

El CNE designara el personal autorizado para firmar las solicitudes y enviar a su debido tiempo las muestras de firmas correspondientes al Departamento de Préstamo.

Dada la necesidad de emprender el proyecto con la contratación de consultores individuales (principalmente), se dispondría de financiamiento retroactivo de hasta un 10% del monto del préstamo para pagos después del día de la tasación.

Asignación de las ganancias del préstamo (Tabla C)

Tabla C: Asignación de las Ganancias del Préstamo

Categoría de Gasto Monto en Millones de US$ Porcentaje de FinanciamientoBienes 0.30 100% de gastos extranjeros;

75% local Servicios de Consultores 5.50 80% de consultores locales;

85% de consultores extranjerosEntrenamiento 0.30 100%Costos Operacionales 0.40 100%No asignado 0.73

Costos Totales con Financiamiento del Banco 7.23

Cuota Inicial de Finalización 0.07 100%

Total 7.30

Uso de estados de gastos (EGs):

Se usarán desembolsos basados en EG.

Cuenta Especial:La cuenta especial tendrá un limite de US$1.0 millón.

Anexo 7: Calendario de Procesamiento del ProyectoREPUBLICA DOMINICANA: Proyecto de Préstamo de Ayuda Técnica

al Sector Energético

Calendario del Proyecto Planificado RealTiempo tomado para preparar el proyecto (meses) 6 4

Primera misión del Banco (identificación) 01/27/2003 01/27/2003Salida de la misión de tasación 04/30/2003 05/22/2003Negociaciones 05/05/2003 12/19/2003Fecha Planificada de Entrada en Vigencia 07/01/2004

Preparado por:Jayme Porto Carreiro

Asistencia en la preparación:Fernando Lecaros (Consultor) Rafael Moscote (Consultor)Jim Barker (Consultor)Stephen Ettinger (Consultor)

Fiona Woolf (Consultora) Cristiane Schmidt (Consultora) Fabio Arjona (Consultor) Isidro Santana (Consultor)

Personal del Banco que trabajaron en el proyecto:

NombreJyoti ShuklaJosefina StubbsPatricia de la Fuente HoyesCharles FeinsteinLuiz MaurerAuguste KouamePaulo CorreaJuan QuinteroJuan Carlos AlvarezGuido PaolucciKatia NemesCríticos de Revisión:Bernard TenenbaumAlain BarbuAnanda Covindassamy

EspecialidadLíder del SectorDesarrollo SocialAdministración FinancieraElectrificación RuralEspecialista FinancieroEconomista Senior del PaísEstructura de MercadoMedioambienteConsejero LegalAdquisicionesACS

Especialista EnergéticoGerente del SectorGerente

Anexo 8: Documentos en el Archivo del Proyecto*REPUBLICA DOMINICANA: Proyecto de Préstamo de Ayuda técnica

al Sector Energético

A. Plan de Implementación

Preparado por la CNE, 30 de abril de 2003.B. Análisis de Personal del Banco

Análisis Financiero y documentos de trabajo relacionados. Análisis de Adquisiciones y documentos de trabajo relacionados.

C. Otro

Plan de Adquisiciones, preparado por la CNE, 7 de diciembre de 2003.Minutas de Identificación de Misión.Minutas de Reuniones de Revisión de la Directiva del Sector Energético.Minutas de Reuniones de Revisión de la NCP.Minutas de Reuniones de Revisión de la DCP.Análisis Preliminar Medioambiental Sectorial.Análisis Preliminar del Impacto Social.

*Incluyendo los archivos electrónicos

Anexo 9: Estado de Préstamos y CréditosREPUBLICA DOMINCANA: Proyecto de Préstamo de Ayuda Técnica

al Sector Energético27-oct-2003

Monto Original en Millones de US$ Diferencia entre desembolsos esperados y

reales'

ID del Proyecto AF Propósito BIRD ADI Cancel. No Desem. Orig Form. Rev.

P076802 2003 DO-Apoyo Reforma de Salud (APL) 30.00 0.00 0.00 30.00 0.00 0.00

P054937 2003 DO-PROYECTO DE EDUCACION INICIAL 42.00 0.00 0.00 42.00 2.40 0.00

P071505 2001 DO-HIV/SIDA Proyectos de Prevención & Control 25.00 0.00 0.00 22.20 -2.80 0.00

P068753 2001 DO- Red de Aprendizaje Global a Distancia 3.43 0.00 0.00 1.93 -1.09 0.00

P059510 2000 DO DISP. AGUAS DESECHO EN CENTROS TSM (L) 5.00 0.00 0.00 4.44 4.44 0.80

P052736 2000 DO: REFORMA REGULACION TELECOM. 12.30 0.00 0.00 4.75 4.63 0.00

P035722 1997 DO PROYECTO CARRETERAS NACIONALES. 75.00 0.00 0.00 4.47 4.47 4.47

P007020 1995 DO AGUAS YE IRRIGACION DE TIERRAS (SIM) 28.00 0.00 0.30 14.09 14.39 14.39

Total: 220.73 0.00 0.30 123.88 26.44 18.86

REPUBLICA DOMINICANAESTADO DE IFC's

Portafolio Mantenido y Desembolsado Junio 30 – 2003

En Millones de US Dólares

Comprometido Desembolsado IFC IFC

Aprobación AF Compañía Préstamo Valor Cuasi Partic Préstamo Valor Cuasi Partic

2003 Banco BHD 20 .00 0.00 0. 00

0.00 10.00 0.00 0.00 0.00

2002 cn 30 .00 0.00 0. 00 0.00 18.50 0.00 0.00 0.00

2002 FT DOMINICANA 35 .00 0.00 15. 00

50.00 32.53 0.00 15.00 46.47 1998 Flamenco Bavaro 3 .54 0.00 7. 7

012.21 3.54 0.00 7.70 12.21

2000/03 Hospiten 12 .00 0.00 0. 00

8.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2000 Rica 11 .00 0.00 3. 0

00.00 11.00 0.00 3.00 0.00

0/95 Smith-Enron 12 .07 0.00 3. 95

10.61 12.07 0.00 3.95 10.61

Portafolio Total: 123. .61 0.00 29 .65 80.82 87.64 0.00 29.65 69.29

Aprobaciones Pendientes de Compromiso Aprobación AF Compañía Présta

mo Valor Cuasi Partic

2003 ADOPEM 0.00 0.00 0.00 0.00 2002 Caucedo 0.00 0.02 0.00 0.00 2002 FT DOMINICANA 0.01 0.00 0.00 0.00

Total Pendiente de Compromiso: 0.01 0.02 0.00 0.00

Anexo 10: El País de Un vistazoREPUBLICA DOMINCANA: Proyecto de Préstamo de Ayuda técnica

al Sector Energético

POBREZA y SOCIAL República

Dominicana

Latinoamérica

& el Caribe

Ingreso Medio

más Bajo

2002

Población mediado de año (millones) 8.6 527 2,411

GNI per capita (Método Atlas US$) 2,320 3,280 1,390

GNI (Atlas Método Atlas US$ billones) 20.9 1,727 3,352

Crecimiento Anual Promedio

Población (%) 1.7 1.5 1.0

Fuerza laboral (%) 2.4 2.2 1.2

Estimado más reciente (ultimo disponible, 1996-02)

Pobreza (%población por debajo de la línea de pobreza nacional) 29 -- --

Población urbana (% total de población) 67 76 49

Expectativa de vida al nacer (años) 67 71 69

Mortalidad infantil (por cada 1,000 nacimientos vivos) 41 27 30

Desnutrición infantil (% de niños por debajo de los 5 años) 5 9 11

Acceso a una fuente de agua mejorada (% de población) 86 86 81

Analfabetismo (% de población en edad de 15+) 16 11 13

Matriculación primaria bruta (% población en edad escolar) 124 130 11

Masculina 126 128 110

Femenina 122 128 110

PROPORCIONES ECONOMICAS CLAVES y TENDENCIAS A LARGO PLAZO 1982 1992 2001 2002

PIB (Billones de US$) 8.0 8.8 21.3 21.4

Inversiones Internas Brutas/PIB 20.0 22.6 23.1 23.1

Exportaciones de bienes y servicios/PIB 14.3 26.2 23.9 25.9

Ahorro Interno Bruto/PIB 15.1 10.9 15.2 14.6

Ahorro nacional Bruto/PIB 14.4 16.7 19.4 19.5

Balance Cuenta Corriente/PIB -5.5 -6.6 -3.4 -3.8

Pago de intereses/PIB 1.6 1.4 1.1 1.3

Deuda total/PIB 31.6 52.3 23.9 26.6

Deuda total de servicio/exportaciones 34.5 12.6 8.2 12.0

Valor actual de la deuda/PIB -- -- 22.8 --

Valor actual de la deuda/exportaciones -- -- 63.9 --

1982-92 1992-02 2001 2002 2002-06

(Crecimiento anual promedio)

PIB 2.8 6.2 2.9 4.1 2.2

PIB per capita 0.8 4.5 1.2 2.4 0.5

Exportaciones de bienes y servicios 9.4 6.6 -6.3 -1.7 4.6

ESTRUCURA de la ECONOMIA 1982 1992 2001 2002

(% de PIB)

Agricultura 17.7 13.6 11.4 11.8

Industria 28.6 31.8 33.2 32.7

Manufactura 18.3 18.9 16.2 16.2

Servicios 53.7 54.6 55.4 55.5

Consumo privado 75.2 86.0 76.8 74.3

Consumo general del Gobierno 9.8 3.1 7.9 8.9

Importaciones de bienes y servicios 19.2 37.8 32.1 34.7

1982-92 1992-02 2001 2002

(Crecimiento Anual Promedio)

Agricultura -0.1 4.1 4.9 2.5

Industria 4.9 7.2 0.1 3.7

Manufactura 4.0 4.5 -1.3 4.0

Servicios 2.6 6.4 4.8 4.7

Consumo privado 3.8 5.7 2.0 0.7

Consumo general del Gobierno -7.1 17.1 14.7 16.4

Inversión Interna Bruta 5.1 6.6 5.2 15.4

Importaciones de bienes y servicios 10.0 6.3 -7.0 3.0Nota: Los datos preliminares de 2002 son estimados. Esta tabla fue producida de la base de datos central de Economía de Desarrollo. *Los diamantes muestran tres indicadores claves en del país (en negrilla) comparado con el promedio de su grupo de ingreso. Si no se encuentran los datos, el diamante estará incompleto.

República Dominicana

PRECIOS y FINANZAS del GOBIERNO 1982 1992 2001 2002

Precios locales

(% de cambio)

Precios de consumo 7.5 53.9 8.9 5.2

Reductor implícito de inflación PIB 7.9 8.3 8.4 6.4

Finanzas del Gobierno

(% del PIB. Incluye concesiones actuales)

Rentas actuales -- 15.0 16.5 16.7

Balance actual de presupuesto -- 8.3 3.9 4.6

Superavit/déficit general -- 1.2 -1.9 -2.2

INTERCAMBIO COMERCIAL 1982 1992 2001 2002

(Millones US$)

Total de Exportaciones (Mercancías) -- 1,105 2,486 2,338

Azúcar crudo -- 96 65 --

Cacao crudo -- 32 38 --

Manufacturas -- 678 1,691 --

Total de Importaciones (Mercancías) -- 2,785 5,937 6,237

Alimentos -- 11 356 --

Combustible y energía -- 507 1,240 --

Bienes capitales -- 497 1,285 --

BALANZA de PAGOS 1982 1992 2001 2002

(Millones de US$)

Exportaciones de bienes y servicios 1,142 2,354 5,485 5,183

Importaciones de bienes y servicios 1,535 3,401 7,232 7,521

Balanza de recursos -393 -1.048 -1.747 -2.383

Ingresos netos -254 -432 -1.119 -1.209

Transferencias corrientes netas 205 898 2,114 2,330

Balance cuenta corriente -442 -582 -752 -807

Artículos de financiamiento (neto) 295 608 1,271 282

Cambios en reservas netas 147 -26 -519 584

Memo:

Reservas incluyendo oro (en millones de US$) -- 490 1,341 632

Tasa de conversión (DEC, local/US$) 1.0 12.8 16.9 18.6

DEUDA EXTERNA y FLUJO DE RECURSOS 1982 1992 2001 2002

(en millones de US$)

Total de la deuda pendiente y desembolsada 2.521 4.613 5.093 5.693

BIRD 116 255 317 350

ADI 22 19 13 13

Servicio total de la deuda 396 346 621 914

BIRD 10 44 621 914

ADI 0 1 1 1

Composición del flujo de recursos netos

Concesiones oficiales 9 23 44 0

Acreedores oficiales 288 -9 -55 -84.9

Acreedores privados -12 -19 530 463

Inversión extranjera directa -1 180 1.079 961

Portafolio de valor liquido 0 0 113 10

Programa del Banco Mundial

Compromisos 25 79 25 42

Desembolsos 25 35 49 57

Repagos principales 2 25 24 24

Flujos netos 23 10 25 33

Pagos de intereses 8 19 23 22

Transferencias netas 14 -10 2 11

Nota: Esta tabla fue producida de la base de datos central de Economía de Desarrollo.