Entrevista al Lic. Rubén Bichara, vicepresidente ejecutivo de la CDEEE

911

Extraído de Revista RD Energía Edición 2018

Para leer la revista completa: http://bit.ly/2o9KC6U

Rubén Jiménez Bichara nació en el Municipio El Cercado, Provincia San Juan. Es licenciado en Contabilidad con especialidad en Auditoría, Administración de Negocios y Máster en Finanzas y Gestión contable.

Ha realizado estudios en los Estados Unidos, Guatemala, Chile, Taiwán y España. Ha laborado en varias empresas nacionales e internacionales, y se ha desempeñado como administrador general de EDESUR y EDEESTE. También dirigió la Corporación de Fomento Industrial, la que transformó en Pro-Industria.

Ha ejercido la labor docente en diferentes universidades del país: UTESA, O&M, APEC, INTEC y UASD (actual), en los niveles de grado y maestría. Fue miembro de la Asociación de Profesores Voluntarios de la ciudad de New York.

¿Cuánto cuesta solucionar el problema eléctrico de República Dominicana?
El tema eléctrico o la solución al tema no se alcanza en forma definitiva, debido a que en la medida en que la población crece y la vida alcanza mejores niveles para la población, la demanda igualmente crece. Entonces hay que, en forma cotidiana, incrementar la oferta y eso significa adicionar unidades de generación en la medida en que esa demanda va creciendo y se va agotando la oferta. Por lo que se trata de hacer un pequeño colchon, pero nunca detener el trabajo, porque la población no se va a detener, ni se van a detener los edificios nuevos, ni las torres, ni las plazas comerciales ni la mejoría de los niveles de vida de la población. Pero ahora mismo el costo de la solución al tema eléctrico, considerando la transmisión, la distribución y la generación, debe ser un monto que podría rondar los 3,000 millones de dólares, aproximadamente.

¿Es posible mantener el subsidio a la tarifa eléctrica por más tiempo?
El subsidio ha tenido su fundamento en que tenemos una matriz de generación dependiente de derivados del petróleo. Esos altibajos de los precios del petróleo es lo que ha impedido la oficialización de una tarifa técnica, porque eso implicaría que en ocasiones habría que hasta triplicar la tarifa, mientras que en la medida en que la matriz pueda modificarse y darle una mayor diversificación para abaratar sus costos, eso hará posible aplicar una tarifa técnica, sin subsidio, en lo que tiene que ver con los consumidores.

¿A qué atribuye usted el fracaso del proceso de capitalización del sector eléctrico (1999)?
Pienso que hubo aspectos positivos. Hoy tenemos una muestra de eso con empresas que estaban totalmente deterioradas y hoy son eficientes, generan beneficios y han renovado y multiplicado su producción. También hubo otros aspectos que en términos particulares pudieron ser de otro modo. Por ejemplo, yo sería de la opinión de que la parte de generación hubiese quedado en manos del Estado y que la distribución se quedara en la parte privada. Pienso que por la naturaliza de cada sector, pero son de las cosas que todavía hay tiempo para verla a futuro. Si eso hubiese sido así, tal vez hoy no tendríamos un tema tarifario todavía pendiente de resolver ni los altos niveles de pérdidas que tenemos.

¿De cuánto ha sido el subsidio eléctrico en los últimos diez años?
Recuerde que el subsidio, hubo momentos en que prácticamente alcanzó los 2,000 millones de dólares al año. Eso prácticamente equivale al costo de Punta Catalina. Ese subsidio se ha ido modificando, bajó a 1,600 millones de dólares y luego a alrededor de 1,200 millones. Con la baja del petróleo a partir de finales de 2014 llegó a colocarse por debajo de 500 millones de dólares. Actualmente, con el alza nueva vez que tenemos en el petróleo, el subsidio podría colocarse en 600 millones de dólares para este año. Dadas esas variaciones, se puede decir que en la última década el subsidio eléctrico ha promediado entre 900 millones de dólares y 1,000 millones de
dólares cada año.

¿La CDEEE y el Gobierno tienen un plan energético conjunto, es decir, transmisión, generación y distribución?
Sí. Tenemos un plan general que le hemos llamado Plan Integral de Solución al Sistema Eléctrico y eso incluye a todas las empresas vinculadas. Ese plan hace hincapié en la diversificación y ampliación de la matriz de generación para un país donde no se producen combustibles y técnicamente tenemos renovables limitadas. También trabajamos en la transmisión, y como tercer foco la eficiencia de la gestión en distribución, que es fundamental, en lo que es la gerencia del sector como tal.

¿Se tiene la seguridad de que todos los circuitos 24 horas cumplen con el mínimo requerido de pérdidas?
Los proyectos de rehabilitación de redes permiten la reducción de pérdidas a niveles más allá de lo programado. En la mayoría de los circuitos, después que son rehabilitados, las pérdidas se sitúan por debajo de 10%. El reto está en mantener ese logro. Es donde ha habido algún tipo de debilidad. En el tiempo, al no haber la consistencia en el seguimiento a esos circuitos, se deterioran nuevamente y hay que redoblar los esfuerzos para mantener los niveles de cobranzas tal como se iniciaron a partir de la rehabilitación. Esos son de los puntos que tenemos que mejorar y fortalecer.

¿Ha sido positiva la compra de generación por medio de licitación, tras el término de los contratos del Acuerdo de Madrid?
Pienso que es una experiencia positiva que no se ha aquilatado en su magnitud de interés y beneficio para el país. El haber logrado la contratación de energía a 8 centavos de dólar el kilovatio hora, creo que marca un referente importante. Fue la primera vez que se hizo una licitación para contratar energía en el país y, sin lugar a dudas, es un proceso que marca un referente y fue muy exitoso para el sector y para la población en sentido general.

¿Han sido efectivos los proyectos de rehabilitación de redes?
Esos proyectos han sido intermitentes. Eso ha impactado negativamente en los resultados en el tiempo. Cuando se hace una inversión en forma intermitente, trabajas por un año y los dos años siguientes no hay recursos, entonces se deteriora lo que se ha alcanzado. Entonces, la continuidad y la consistencia y la sistematización son imprescindibles para la normalización y captación de los clientes. Desde hace unos tres o cuatro años hemos estado trabajando con cierta normalidad. Tuvimos un desfase entre 2016 y 2017, pero de lo que se trata es de poder completar lo que hasta ahora hemos conseguido y proyectar desde ya los pasos que vendrían a partir de los proyectos que hoy se han están desarrollando.

¿Qué cantidad de energía aportan las renovables y a qué se aspira?
Si calculamos el aporte de las hidroeléctricas, que son estatales, y agregamos los proyectos privados de eólica, solar y biomasa, estaríamos hablando de que ya estamos alcanzado prácticamente el 20% de la oferta energética nacional. Lo importante es que logremos desarrollar los proyectos en curso, que son once en total, de los cuales ya se han inaugurado tres y hay ocho en desarrollo. Hay que mejorar la capacidad de regulación y gestión de los proyectos y la idea es que podamos llegar a un 30% de la capacidad en los próximos cinco años.

¿Cuántos proyectos renovables se prevén en los próximos cinco años?
Ahora mismo, en adición a los ocho que están en curso, la idea es hacer una licitación para proyectos, de forma que los oferentes compitan cada uno llenando los espacios que técnicamente el sistema pueda tolerar. El nivel de tolerancia se estima en 12% de la demanda total y los espacios que se liberen según las limitantes técnicas, entonces podrían ser licita- dos a los mejores oferentes.

¿Por qué tener un Consejo de Administración en cada una de las
empresas del sector eléctrico estatal?

Es que son empresas independientes y autónomas. Entonces estatutariamente eso les permite que sea así. Por eso he dicho que es un tema legal, el de poder conceptualizar una unificación que fue un planteamiento inicial del propio Pacto Eléctrico.

¿Es efectiva la operatividad y aportes de las hidroeléctricas?
Claro que sí. Muy efectiva. Sobre todo para poder mitigar los costos altos de la generación en base a fuel oil en las horas de mayor demanda como son las horas de 7:00 a 12:00 de la noche. Tenemos un país que en términos regulares tiene casi siete meses de sequía y hay que administrar muy bien la disponibilidad de agua de que disponen las presas, pero en los últimos años hemos sido bendecidos con mucha agua y gracias a Dios, hemos alcanzado niveles de producción históricos en términos de las hidroeléctricas.

¿Por qué se decidió construir a Punta Catalina con base en carbón mineral y no gas natural?
Pienso que República Dominicana, al igual que otros países, ha tenido que recurrir al carbón mineral como única opción para poder tener una energía cercana en cantidad y precios a la que los pueblos demandan. En la medida en que se haga factible la adquisición de gas natural en cualquiera de sus modalidades, sin lugar a dudas que esa será la opción que van a escoger los países en desarrollo como el nuestro. Mientras tanto, ante la imposibilidad de un suministro de gas natural estable, a largo plazo y a buen precio, lo único que queda es el carbón mineral para poder mitigar el impacto de la variación del petróleo.

¿Qué aportará la Central Termoeléctrica Punta Catalina (CTPC) a la solución del problema eléctrico?
Por lo pronto nos pondrá al día en términos de la diversificación de la matriz. Tendremos una oferta renovada y mucho más grande para hacerle frente a la demanda creciente de energía que tiene la población. Nos permitirá estabilizar el sistema y reducir grandemente los cortes de servicios que tenemos actualmente. Obviamente, reducirá bastante el déficit que tenemos, el aporte que tiene que hacer el Estado cada año para poder completar el pago. Toda esa situación mejorará en una forma radical a partir de la entrada de los 752 megavatios brutos de Punta Catalina.

¿Para cuándo se estima que será necesaria na nueva planta de generación, adicional a Punta Catalina?
Debió ya haberse iniciado una segunda planta. Porque en nuestro país la demanda de energía crece a un ritmo de 100 a 120 megavatios por año. Entonces, cada cuatro años habría que estar instalando por lo menos 400 megavatios en el país para poder abastecer la demanda creciente de generación de la población. O sea, que ya debimos haber iniciado un segundo proyecto con inversión privada, de al menos 500 megavatios para República Dominicana.

¿Existe seguridad de que se va a firmar el Pacto Eléctrico?
Pienso que el Pacto Eléctrico lo que genera es mucho compromiso para la parte oficial. Si usted revisa los compromisos de ese Pacto verá que quien va a cargar con todas las responsabilidades profundas en ese acuerdo es el sector oficial, por lo que entiendo que no debería haber obstáculos para su firma. Pero, obviamente va a depender mucho de las partes, sobre todo el hecho de que se haya politizado el tema, también es un aspecto que limita su firma con la rapidez que debió hacerse.

¿Por qué no se ha firmado el Pacto Eléctrico?
Hubo una diversidad muy grande se sectores en el Pacto. Pienso que algunos no estaban preparados para tocar temas de la complejidad que hubo o que el sector tiene. Tal vez algunos tuvieron posiciones sobre lo que entiendo no estaban tan conscientes de lo que involucraban. De todos modos se produjo un documento armonizado que se votó mayoritariamente para que se aprobara. Y el deseo de que las fuerzas políticas y la sociedad civil refrenden ese documento es lo que ha detenido su firma. Entiendo que deberíamos cerrar ese tema y firmarlo. Aunque le aclaro que de todos modos estamos trabajando sobre los puntos fundamenta- les que el Pacto toca. El trabajo no se detiene. Trabajamos sobre lo que el Pacto discutió y decidió y así lo seguiremos haciendo porque son los lineamientos que se han identificado como la mejor vía para llegar a la solución definitiva del problema eléctrico.

¿Por qué no se unifican las tres empresas distribuidoras EDENORTE, EDESUR y EDEESTE?
Ese es un tema que se ha debatido bastante. Son empresas legalmente constituidas con carácter comercial y en términos legales es un proceso que habría que estructurar, lo mismo que también los términos de la gobernanza corporativa que se requeriría para manejar esas empresas, lo que ya se ha plasmado en diferentes documentos y en programas de gobierno, no solamente del nuestro, sino de otros partidos. Lo que falta es darle a eso una estructura conceptual definitiva y pienso que es un proceso que puede resultar interesante siempre que las condiciones permitan que eso se pueda realizar.

¿Es posible que en el futuro los puestos en las empresas eléctricas se asignen por concurso?
Pienso que es un escenario al que se puede aspirar cuando las condiciones lo permitan. Es una meta que implicaría tener empresas saneadas, tener niveles de control interno que te aseguren que todo eso pueda realizarse de la forma más transparente y diáfana posible.

Los comentarios están cerrados.

This website uses cookies to improve your experience. We'll assume you're ok with this, but you can opt-out if you wish. Accept Read More

Privacy & Cookies Policy