Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales [CDEEE] Febrero 2011

Transcripción

1 Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales [CDEEE] Febrero

2 Situación Sector Eléctrico : el Gobierno transfirió alrededor de MMUS$ 4,000 al Sector Eléctrico. Este monto es superior al costo directo de la crisis bancaria del 2003 El monto anual de los subsidios (Eléctrico y GLP) ha sido similar y/o superior al Gasto del Gobierno en Educación o Salud : más de MMUS$ 3,000. Sin embargo, las condiciones macroeconómicas fueron muy diferentes entre el y Necesidad de resolver el problema financiero del Sector. La situación financiera del Sector Eléctrico obligó a un aumento de la tarifa. El cual se tuvo que hacer en momento en que los combustibles habían bajado de precio. El Gobierno Dominicano solicita asistencia de BID y BM en el diseño de un diagnóstico/estrategia y decide firmar un Acuerdo con el Fondo Monetario Internacional a fines del

3 Sector Eléctrico y FMI 2010 El sector eléctrico experimentó un Déficit estimado de MMUS$ 737.6, pudiéndose cumplir con el pago de los generadores privados a facturas mayores de 45 días, esto al cierre del 2010 y como una de las condiciones del acuerdo con el FMI. Se tenía previsto un Déficit del sector menor a MMUS$ 604.0, sin embargo las desviaciones a lo estipulado por el FMI se debieron a: Aumento de un 9% de la energía entregada, reflejándose en una mayor satisfacción de la demanda o disponibilidad del servicio a los clientes. Aumento de un 22% en los precios medios de compra, producto del incremento de los combustibles. Ineficiencia de los antiguos administradores de las EDE s en reducir las pérdidas e incrementar los ingresos. 3

4 Sector Eléctrico y FMI 2010 Metas FMI Cumplidas: Presentación de un Plan de Acción del Sector Eléctrico al FMI (al 31 de diciembre del 2009). Incremento de la cobertura del Bonoluz a más de 50,000 familias. Aumento del número de clientes en más de 500,000 durante el Cierre gradual de la brecha existente entre la tarifa aplicada yla tarifa indexada, transición a una tarifa técnica flexible. 4

5 Sector Eléctrico y FMI 2011 Metas FMI 2011: Déficit Corriente no mayor de MMUS$ Mantener cero deudas mayores de 45 días con los generadores privados. Incremento de la cobertura del Bonoluz a 250,000 familias. Inversiones con recursos propios no mayores a MMUS$ 60.0 Transición a una tarifa técnica flexible. 5

6 Compra de Energía Se experimentó un incremento de un 9% en la energía suministrada en el año El monto de las Compras de Energía se incrementó en un 20% (21% en la de las Empresas Distribuidoras y un 16% en las de la CDEEE). Para las EDE s, los monómicos de compra tuvieron un incremento de un 22% (2.8 USCents/kWh mas que en el 2009). Compra de Energía (MMUS$) EDE's CDEEE Total Monómicos de Compra (USCents/kWh) Edenorte Edesur Edeeste Prom Total Variación 1, , , , Variación

7 Precios Combustibles Fuel Oil #6 Precio Fuel Oil #6 (US$/BBL) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Promedio % Ejecutado Ejecutado Diferencia contra ejecutado % 7

8 Transferencias del Gobierno Central Transferencias Variación Corrientes Capital Total En el año 2010, el sector eléctrico requirió 32% más de aportes al Déficit por parte del Gobierno Central (MMUS$ 161.1). Además, se incrementó el desembolso para inversiones de capital en un 26% (MMUS$ 17.3) 8

9 Deudas del Sector Deuda Variación Corriente (GenCo s) (102.98) > 45 días (101.53) < 45 días (1.45) Congelada (GenCo s) (10.02) Refidomsa (21.30) Total (134.30) En el año 2010: La deuda mayor de 45 días con los generadores privados, fue saldada. La deuda congelada fue reducida en MMUS$ El stock de deuda con Refidomsa, al cierre, fue reducido en MMUS$

10 Situación Empresas Distribuidoras 2010 El desempeño operacional y financiero de las EDE s en el 2010 fue mediocre en todos los aspectos principales que caracterizan la gestión: Mala calidad del servicio recibido por los usuarios. Baja recuperación de ingresos, debido a altas pérdidas no técnicas (energía consumida pero no facturada) y muy bajos índices de cobranza de los montos facturados. Altos costos operativos, debidos en esencia a una plantilla fuertemente sobredimensionada. 10

11 Situación Empresas Distribuidoras 2010 No existían planes de acción en curso que permitieran salir de esa situación, que se venía arrastrando sin cambios en los últimos 30 meses. Por el contrario, se percibían graves fallas en la gestión sin planes de corrección concretos. A vía de ejemplo: Edesur no estaba utilizando cabalmente la tele medición de grandes usuarios que incorporó en 2006, y que constituía una herramienta de gestión de muy alta efectividad para la recuperación y protección de ingresos. En Edenorte existían grandes fallas en la calidad de las informaciones en la base de datos de clientes: la empresa no sabía con precisión quienes eran sus clientes y que otros usuarios consumían la energía que se inyecta en sus redes. Edeeste no avanzó respecto de la pésima gestión de AES/TCW, lo cual no fue sorprendente si se tiene en cuenta que la dirigía el mismo equipo que fracasó en Edesur en

12 Desempeño Operativo EDE s Var (%) Ingresos 1, , % Venta de Energía 1, , % Gastos 1, , % Operativos % Compra de Energía 1, , % Otros % Balance Corriente (438.44) (592.46) 35% Inversiones % Balance General (516.76) (647.91) 25% * Balance sin consolidar con las Empresas del Holding * 12

13 Indicadores de Gestión EDE s 0.6% 0.5% 13

14 Indicadores de Gestión EDE s 9% 11% 14% 14

15 Acciones Tomadas 2010 Despolitizar la administración del Sector utilizando los poderes otorgados al Vicepresidente Ejecutivo de la CDEEE mediante el Poder No de fecha 30 de noviembre de 2009 y el Decreto de fecha 30 de diciembre de Reestructuración de los Consejos de Administración de las Empresas Distribuidoras, realizado en fecha 30 de junio de Designación de nuevos Gerentes Generales para la administración de las Distribuidoras. Estos tienen la responsabilidad de ejecutar las siguientes acciones para el 2011: Reducción de las pérdidas entre 5 y 8 puntos porcentuales. Incremento de los niveles de cobranzas entre 95% y 98%. Introducir prácticas de disciplina de mercado: Acciones Técnicas / Red Acciones Comerciales Acciones Comunidad Acciones Regulatorias e Institucionales Acciones Legales 15

16 Plan Estratégico Parque de Generación Corto Plazo Fecha de Entrada Instalación Central Punta Caucedo (Gas Natural) 100 MW Abr a Jun 2011 Instalación Central San Lorenzo Los Mina (Gas Natural) 34 MW 2011 Mediano Plazo CESPM, conversión al uso de Gas Natural 300 MW Ene a May 2012 Instalación gasoducto Punta Caucedo CESPM 2012 Instalación Central margen oriental rio Ozama (Gas Natural) 108 MW Ago 2011 Habilitar Ciclo Combinado Los Mina V y VI De 180 a 240 MW Mar 2012 Sultana del Este, conversión al uso de Gas Natural 100 MW 2012 Largo Plazo Instalación Central Privada en Manzanillo (Gas Natural) 500 MW Instalación terminal regasificadora en Manzanillo. Instalación Central Privada Haina (Carbón) Instalación Central Privada en Azua (Carbón) Conversación Instalación Central a Gas Natural en Manzanillo 250 MW 250 MW 400 MW 16

17 Plan Estratégico Parque de Generación PROYECTOS EOLICOS Nombre Capacidad (MW) Fecha de Entrada Juancho, Los Cocos, Pedernales Grupo Eólico Dominicano (GEDOM), Baní Parque Eólico del Caribe (PECASA), Juanillo, Montecristi Total