SANTO DOMINGO,R.D.- No obstante los esfuerzos realizados por el gobierno en el sector eléctrico –proyecto de cambio de matriz de generación; inicio de construcción de las plantas a carbón; ley para incorporación de la CDEEE a la generación; aumento en el uso del gas natural licuado GNL en la generación del sistema; incremento de las inversiones en transmisión y distribución y mejora de las cobranzas de las EDEs, entre otras acciones- el déficit del mismo ha ido en crecimiento y se entiende que continuará esta tendencia.
El crecimiento del déficit, a pesar del aumento relativo en las cobranzas, se debe al incremento anual del precio de los combustibles de alrededor del 14% en promedio, a lo que se suma alrededor de un 40% consecuencia de sobre-indexación de sus costos contenidos en los acuerdos con los productores de electricidad.
El enfoque gerencial de reducción de gastos administrativos, aunque correcto, se ha concentrado en menos del 8% de los costos totales del sistema, lo que representa un techo muy reducido en su alcance. Mientras, los demás costos se incrementan, por tanto eliminando por mucho los “logros del sistema eléctrico”.
En los últimos años el déficit es el siguiente:
El déficit proyectado para los próximos años se estima a continuación:
Al aumento del déficit contribuyen una serie de factores como son las pérdidas técnicas, las pérdidas no técnicas y el sobrecosto en generación, el cual está a su vez afectado por diversos factores, como son: sobrecostos de combustibles, pagos a las empresas generadoras por capacidad instalada y no por capacidad servida, y por costos por intermediación en la compra y venta de energía, es decir, cuando un generador compra a otro para vender a una empresa distribuidora y realiza una “ganancia” (renta) puramente en papeles (contable) sin reflejar los costos reales de producción.
a) Pérdidas técnicas
Se producen por ineficiencia y/o deterioro de las de las redes de distribución y de transmisión de electricidad. Se estima que un 14% de la energía producida se pierde por esta razón. Para reducir este tipo de pérdidas se requiere invertir en la rehabilitación de las redes de distribución y transmisión, para lo cual ya se están llevando a cabo proyectos de rehabilitación de redes. La estimación de inversión que debe realizarse para reducir estas pérdidas a niveles promedios de la región es de US$ 500 millones.
b) Pérdidas no técnicas
Se producen por ineficiencia en la cobranza de la energía eléctrica y por el robo directo de energía. Se producen al servir energía eléctrica y no cobrarla, ya sea porque el usuario tiene una conexión irregular o por ineficiencia en las cobranzas. Este segmento se estima representa un 28% de la energía producida.
En consecuencia de lo anterior, las pérdidas totales representan un 42% de la energía entregada, restando solamente un 58% de energía efectivamente cobrada.
c) Sobrecosto de la generación del sistema eléctrico
Un elemento de suma importancia que contribuye al incremento de déficit acumulado del sector eléctrico es el sobrecosto en generación, el cual será para este año 2014 de alrededor de US$600 millones, al margen de los beneficios normales de la venta de energía que fueron considerados en el proceso de capitalización. Este sobrecosto aumenta con el crecimiento de los combustibles por desviaciones en la aplicación de los contratos, ya que la fórmula de pago de la energía contempla el pago del conjunto de plantas del sistema incluyendo las turbinas de gas y las plantas menos eficientes de Fuel Oil 6, que al no ser operadas como parte del conjunto, se manifiesta más profundamente un sobrepago de la energía como sobre indexación del pago de la más eficiente.
Ejemplo de esto, en las empresas que se les cedió la mayor capacidad: EGEHaina no opera en más de un 10%; Puerto Plata I y II, San Pedro, y sacó un contrato aparte para Haina TG, disminuyendo su capacidad de producción a un promedio menor de 160 MW con un contrato para generar 350 MW. El resto es compra de energía barata del sistema (carbón-gas natural-hidroeléctrica) y la revenden a las Distribuidoras (EDEs)como si fuera producida con petróleo.
EGEItabo vendió las cinco turbinas GEC-Alstom de gas de 34.5 MW compradas por la CDE en 1998, y que estaban a su cargo luego de la capitalización, como parte del pago que correspondía a su formula de pago y su capacidad, operando solo las planta de carbón de Itabo.
Las distorsiones que pudieran tener las fórmulas de pago de energía fueron acrecentadas por disposiciones unilaterales y la permisividad administrativa de la CDEEE, lo cual puede ser corregido sin negociación de los contratos, pues estos ya no corresponden a la operación como fuera contratada; con los resultados de sobrecostos manifestados en los aspectos siguientes:
i) Por combustibles
Los montos facturados por las generadoras a las distribuidoras por concepto de energía suministrada, contienen pagos adicionales por el componente combustible en una doble vertiente, contenida en la aplicación de la fórmula establecida en contratos, utilizada para determinar el precio de la energía. En el año 2009 significó más 230 millones de dólares.
El aspecto de mayor impacto en este sobrecosto por combustible está en la fórmula de ponderación del valor indexado, el cual toma como referencia el Fuel Oil No. 6 (Bunker C). El Acuerdo de Madrid, firmado en agosto de 2001, establece una fórmula para calcular el precio de compra de energía, que contiene elementos que sobre-indexan las variaciones de los precios de los combustibles en un 30%, lo cual resulta en un sobreprecio al momento de facturar la energía a las empresas distribuidoras. Las empresas generadoras que participan en este acuerdo son EGEHaina (350 MW), EGE Itabo (300 MW), AES Los Mina (230 MW), Palamara La Vega (150 MW), CE Puerto Plata (50 MW) y CDEEE (100 MW).
En virtud de que la fórmula indicada ya no refleja la actual matriz de combustible de generación, en la cual prevalecen el gas natural, el carbón, hidroeléctrica y fuentes renovables; se genera una elevada sobrevaloración de este costo, aún se usen otros combustibles de inferior precio.
El Acuerdo tiene dos componentes importantes: venta garantizada a las EDEs hasta el año 2016; y el pago independiente, a precio indexado, de los combustibles para la generación eléctrica.
El gobierno dominicano ha tratado de renegociar voluntariamente los referidos contratos, lo cual ha sido infructuoso, con excepción de la Generadora Palamara La Vega y la CDEEE. La renegociación de Palamara La Vega fue realizada en 2007, con una reducción de costo anual superior a los US$35 millones.
Los contratos entre la CDEEE y los Productores de Energía Independientes (IPPs) generan sobreprecios por la aplicación de sus contratos, relacionados con la compra de combustible y otros cargos asociados.
En este sentido, el sobrecosto por combustible representa alrededor de US$250 millones anuales.
ii) Pagos a las empresas generadoras por capacidad no disponible
Los contratos de compra y venta de energía entre generadoras y distribuidoras estipulan un pago por capacidad o potencia en MW a las generadoras para cubrir sus inversiones. Sin embargo, algunas generadoras tienen capacidad inferior a la contratada y se le paga por esta última. Por este concepto se genera un sobre costo anual del orden de 40 millones de dólares en 2010, que crece anualmente con el Índice de Precios al Consumidor (IPC) de los Estados Unidos, lo que representa un pago adicional de una inversión no existente.
El efecto financiero del pago a las empresas generadoras por capacidad no disponible asciende a alrededor de US$40 millones anuales.
iii) Intermediación en la compra y venta de energía y vulneración del orden de mérito
Algunas empresas generadoras que carecen de capacidad disponible para cumplir con sus contratos, compran energía permanentemente en el mercado spot a menor precio y venden a las distribuidoras a precios mayores. Estas operaciones originan aproximadamente US$60 millones anuales, con factores de indexación del IPC de los Estados Unidos.
Recientemente, un acuerdo con EGE Itabo, EGE Haina y DPP Los Mina sobre compra de electricidad permitiría una reducción en los costo de dicha intermediación de alrededor de US$20.5 millones anuales.
Bajo el escenario actual, las operaciones de intermediación en la compra y venta de energía representan un costo de aproximadamente US$40 millones.
Concluyendo, los costos extraordinarios (sobre costos), como se ha podido observar, tienen monto anuales entre 300 y 400 millones de dólares, pudiendo alcanzar más de 400 millones en los próximos años, fundamentados principalmente, en el crecimiento del precio de los combustibles. Para el año 2014 según la proyección de precios iniciales, el sobre pago superaría los 600 millones de dólares.
Composición de la matriz energética
Potencia Instalada y Capacidad Efectiva Disponible por empresas y centrales de generación – Abril 2012
Fuente: Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc. Informe Mensual de Operación Real, Abril 2012.
Detalle de energía abastecida por empresas y centrales de generación- Abril 2012
Fuente: Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc. Informe Mensual de Operación Real, Abril 2012.
Capacidad instalada por tipo de combustible – Abril 2012
Fuente: Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc. Informe Mensual de Operación Real, Abril 2012.
Capacidad instalada por tipo de tecnología – Abril 2012
Fuente: Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc. Informe Mensual de Operación Real, Abril 2012.
Energía abastecida por empresas por tipo de combustible – Abril 2012
Fuente: Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc. Informe Mensual de Operación Real, Abril 2012.
Según se observa en el gráfico anterior, los niveles de abastecimiento según el tipo de combustible actualmente muestran que ha aumentado el uso de gas natural y carbón en la matriz energética, y se ha reducido el uso de Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2. Los niveles de abastecimiento tomados como referencia (en GWh), del mes de abril de 2012, resultan ser niveles normales y comparables con los niveles de los demás meses del año, aproximadamente equivalente al promedio de los niveles de abastecimiento del año completo.
Al observar el despacho de energía de marzo y abril de 2012, llama la atención que aproximadamente un 34% del total de la energía servida es a base de GNL, lo cual sumado a la energía producida por carbón (15.90%) y por hidroeléctricas (15.21%), y a la energía eólica (0.46%), asciende a un 65.5%. Del total de la energía servida, solamente un 34.2% corresponde a Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2, en comparación con un 50% que se registraba hace algunos años. De hecho, capacidad instalada y la capacidad real actuales todavía refleja niveles mayores de producción a gas natural, en comparación con la matriz de despacho a abril de 2012.
Lo anterior supone que solo faltaría corregir las distorsiones contractuales y operativas anteriormente señaladas para que los cambios de la matriz puedan surtir mayor efecto en la reducción del déficit. Esto en adición a la instalación de nuevas centrales de generación (Quisqueya I y II con 430 MW) y la conversión de CESPM (270 MW) a gas natural, así como la suma de las nuevas plantas que están ya en proceso de construcción (carbón Baní) o proyectadas a licitar (Gas Natural en la costa norte).
Inclusión de nueva generación
El parque de generación actual, aparece con una capacidad nominal instalada de 3,112 MW; sin embargo, regularmente están disponibles entre 1,700 y 1,900 MW, y en algunas ocasiones tan bajo como 1,325 MW (un 44% de la capacidad instalada), lo que representa el promedio disponible en todo el año, con un mínimo disponible de unos 1,000 MW, capacidad que definiría la capacidad confiable del sistema de un país de Centroamérica y América del Sur, con algunas excepciones, para no hablar de Europa y Norteamérica y Asia.
Las causas de estas enormes diferencias entre la capacidad instalada de 3000 MW y la normalmente disponible de 1325 MW, se deben esencialmente a: obsolescencia de algunas plantas y falta de inversión de nuevas; necesidad de mantenimiento. A esto también contribuye la estructura de la matriz energética y los sobrecostos indicados anteriormente.
En este sentido, se entiende que 30 plantas térmicas integradas al parque de generación, únicamente son capaces de producir 1325 MW de capacidad promedio, incluyendo las hidroeléctricas, para una media de 44 MW por unidad.
Demanda de capacidad actual y futura
La demanda máxima (demanda pico) de capacidad ha superado los 2360 MW. Para satisfacer esta demanda de capacidad máxima se necesita una capacidad real disponible de aproximadamente 3100 MW, lo cual excede la capacidad real disponible en la actualidad.
Asumiendo un crecimiento anual de la demanda de 3.5%, que dada la “demanda reprimida” existente por alto costo podría duplicar ese estimado, la demanda de capacidad requerida del sistema interconectado al 2016 sería de 3940 MW firmes. Se precisa que el crecimiento promedio anual de la demanda durante el periodo 1990-2009, fue de 5.9%.
Capacidad Actual Faltante
El déficit de capacidad del sistema interconectado era en el año 2009 de unos 1,775 MW. Producto de restar a la capacidad requerida de 3,100 MW y la oferta normalmente disponible de 1,325 MW.Entre el 2012 y 2016, año en que entrarían en operación las plantas generadoras que integran el plan de expansión, existe una brecha de 4 años, en la cual la problemática en el suministro de energía requiere de acciones que permitan un servicio más satisfactorio a la sociedad. Asumiendo que se hubieran contratado 1200 MW por el Estado en 2012, esa energía de bajo costo solo puede entrar, por fases, entre 2015 y 2018. Sin embargo, a pesar de la importancia cardinal de la reciente contratación de 700MW a carbón al Consorcio Odebrecht/Estrella, estamos cortos de casi 1,000 MW (a carbón y/o GNL) para completar los cambios de matriz eléctrica antes de 2018.
La capacidad faltante al 2016 es aproximadamente de 2,615 MW. Producto de restar de la demanda de capacidad, en ese año, 3,940 MW menos la oferta normalmente disponible de 2009 de 1,325 MW (asumiendo que ésta se mantenga constante). Por tanto, el Plan de Expansión debe contener la entrada de otros 1,200 MW entre 2014 y 2016, que podría ser una combinación de plantas de GNL y Plantas de Carbón ya contratadas, y parque de gas natural a ser contratadas mediante una licitación pública internacional por el Estado dominicano.
Sugerencias
a) Hacer los arreglos para que se pueda proceder, mediante resolución la Superintendencia de Electricidad, a transferir la gestión de combustibles al Estado, a través de la Refinería Dominicana de Petróleo (Mesa de Combustibles). El Acuerdo de Madrid permite que la gestión de los combustibles puede ser asumida por las EDEs.
Esta modificación, por sí sola, podría eliminar un total entre US$200 y US$300 millones a los niveles de subsidios del Estado al sistema eléctrico.
Además, y como consecuencia de la reducción del precio de compra de energía, el impacto del robo de energía sería reducido ya que la pérdida que genera el hurto, se corresponde directamente con el costo de la energía a las EDEs. Lo mismo ocurriría en las pérdidas técnicas.
b) La corrección, a través de auditorías de potencia, referente a la diferencia entre la potencia disponible y la entregada de los generadores actuales.
c) Eliminación de la intermediación de las empresas generadoras en la compra de energía a terceros, manteniendo el orden de mérito y su venta en beneficio de las EDEs como se establece en la Ley General de Electricidad y su reglamento.
d) Continuar el proceso de inversión en rehabilitación de las redes de distribución de electricidad y continuar con el proceso de aumento de las cobranzas
e) Conversión de CESPM (antigua Cogentrix) a gas natural (GLN), procurando la ejecución del proyecto planteado hace muchos años por medio del cual se incorporaría a la oferta unos 270 MW, que regularmente no están disponibles, eliminando el costo por capacidad y reduciendo el costo de la energía.
f) Continuar con el plan de expansión del sector eléctrico, que se materializará inicialmente con la adjudicación, de la licitación convocada por la CDEEE para la instalación de nuevas centrales de generación en Baní de 700 MW a carbón, y ampliar dicha licitación a no menos de 900MW adicionales a Gas Natural en Manzanillo, a cargo de CDEEE, como fue planteado y desarrollado por el Presidente Medina en su discurso del 27 de febrero de 2013.
http://vanguardiadelpueblo.do/2014/03/04/consideraciones-sobre-la-situacion-del-sector-electrico-dominicano/
