SANTO DOMINGO,R.D.- El presente informe se ha escrito con la finalidad de establecer un marco objetivo como punto de partida para determinar en qué área del sector eléctrico el Estado debería focalizar sus recursos económicos. También, se espera que ayude a valorar en qué medida se requiere incrementar la generación del país en función de la mejoría que pudiesen alcanzar las empresas distribuidoras (EDE Sur, EDE Norte y EDE Este) en el control de sus pérdidas y en el cobro de las facturas a sus clientes. Para ello, se ha utilizado como información de base los antecedentes presentados en los Informes de Desempeño que la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) ha venido publicando en su página web (www.cdeee.gov.do) desde el año 2005 hasta el año 2011.
El enfoque empleado es analizar los resultados obtenidos por el sector distribución en el control de las pérdidas de energía y cobros en últimos siete años y compararlos con aquellos que estas empresas hubiesen presentado, si su desempeño en estos renglones hubiese estado en niveles acordes a los de empresas similares en otros países. Se ha intentado que la forma en que se desarrolla el análisis sea suficientemente sencilla como para que cualquier ciudadano pueda entenderlo con facilidad y obtener sus propias conclusiones.
Resumen ejecutivo
A partir de la información publicada por la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) en su página Web, se analiza el desempeño del sector distribución para el periodo 2005 al 2011 comparándolo con los resultados que se hubiesen obtenido en cuanto a compras y ventas de energía si las pérdidas de energía se hubiesen corregido al 12%. También se analiza como ello ha influido en las transferencias del Estado al sector Distribución.
A partir de un crecimiento supuesto para la demanda de un 3.5% anual, se proyectan los resultados económicos de las empresas distribuidoras para el periodo 2012 - 2017, en compras y ventas de energía, en dos escenarios comparativos; por un lado manteniendo el nivel de pérdidas de energía del año 2011 (33%) y por otro, con un calendario de reducción gradual de pérdidas que llega a 14% en el año 2016 y a 12% en el año 2017.
Se concluye que en el periodo 2005 – 2011 las empresas distribuidoras han reducido las pérdidas de energía (desde casi un 45% en el 2005 a un 33% en el año 2011), pero aún ellas están lejos de alcanzar un resultado acorde a una operación estable y que no requiera la ayuda estatal. Las pérdidas acumuladas de energía, en exceso del valor meta de 12%, ascienden a 27.560 Gwh en ese periodo y el hecho que en el año 2011 las pérdidas de energía hayan llegado a un 33.03% en lugar de un valor alcanzable de 12%, originó una mayor compra de energía de 1,513 Gwh; esto quiere decir que sólo para alimentar las pérdidas de energía se requirió durante el año 2011 el equivalente a una central térmica de 250 MW, operando con un factor de carga de 70%.
Por otro lado, los aportes del Estado1 a las Empresas Distribuidoras para financiar sus deficiencias operacionales (pérdidas de energía y sobrecostos operativos) totalizaron US$ 3,222 Millones en el periodo 2005-2011. A esa cifra se le agregaron transferencias por US$1,406 Millones correspondientes al subsidio tarifario, para un total de transferencias de US$ 4,628 Millones. El análisis muestra que estas cifras son consistentes con los recursos requeridos por las EDES al haber estado sus pérdidas por sobre el 12%. En efecto, los cálculos que se desarrollan muestran que el costo del exceso de pérdidas de energía en ese periodo alcanzó a los US$ 3,318 Millones, cifra muy parecida a la transferencia que efectuó el Estado de US$ 3.222 Millones.
Respecto del impacto económico de las pérdidas de energía y tomando como ejemplo el desempeño del año 2011, se muestra que la componente de precio final asociada al exceso de pérdidas de energía es de cUS$ 6.4 para ese año. En otras palabras, este valor representa la porción que requiere el precio final para financiar las pérdidas de energía entre el 33% y el valor meta de 12%. Alternativamente, este es el sobrecosto que debe incorporar la tarifa media final para absorber las pérdidas por ineficiencia comercial.
En cuanto al escenario futuro, a partir del crecimiento anual de la demanda supuesto en 3.5%, y con un programa que reduzca las pérdidas en el año 2016 al 14%, se obtiene que ese año (2016) se evitaría la construcción de una central térmica de 300 MW, en comparación con la alternativa de dejar las pérdidas inalterables en el valor alcanzado el año 2011.
Se concluye que la decisión evidente, de cara al futuro, es focalizar los recursos de inversión en los programas de control de pérdidas ya que ellos por un lado reducen el costo de compras de energía de las empresas distribuidoras y aumentan sus ventas, con lo que se eliminan la necesidad de recursos estatales para financiar sus operaciones y, adicionalmente, esta decisión permite postergar en varios años la construcción de nuevas centrales generadoras, con la consiguiente liberación de recursos de inversión para otros fines. Evidentemente, otro efecto positivo es la consiguiente reducción en el gasto asociado a la importación de combustibles para la producción de electricidad.
Finalmente, cuando las empresas distribuidoras reducen la presión sobre el parque generador (producto de reducir sus pérdidas de energía), enfrentan un precio menor de compras en el mercado spot, ya que se disminuye el uso de las centrales marginales de mayor costo de operación.
Fuente: CDEEE.
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