Santo Domingo,R.D.- La matriz de generación del sistema eléctrico dominicano está moviéndose hacia los combustibles de menor costo. Pero
esa transformación no ha podido desmontar el predominio de los
combustibles derivados de petróleo en la composición del parque
energético, ni en su impacto en el precio.
El cambio en la estructura de generación se ha acelerado entre los años 2008 y 2012, y tiene dos protagonistas básicos: el gas natural y el fuel oil número 6, que ocupan los extremos del escenario de costos. El gas natural es el combustible más barato y el fuel oil número seis el más caro. En el 2008 el gas natural representaba 19.4% de la matriz de generación y el fuel oil número 6, participaba con un 53.4%. Cinco años más tarde, en el 2012, el peso del primero subió a un 30.2% y el del segundo bajó a 40.9%. Ese movimiento de mejoría en los costos de generación no fue trasladado íntegramente a las finanzas del sector eléctrico estatal.
Una razón importante para esa relativa inflexibilidad de los costos parece estar causada por la estructura del mercado, en la relación de los contratos de compra y venta de energía y los precios.
“El 49% de la energía comprada por las Edes (empresas distribuidoras de electricidad) es bajo contrato indexado con el precio del fuel oil número 6 y el 12% en el mercado spot, donde marginan y fijan precios las máquinas menos eficientes”, dice una presentación reciente del coordinador de Distribución y Reducción de Pérdidas de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Radhamés del Carmen Maríñez. Rn ese documento, el funcionario destacó que el precio medio de compra de las distribuidoras de electricidad es “sensiblemente afectado por los precios de los contratos de más largo plazo, comparables incluso con los del mercado spot”.
Mercado spot
Este mercado, que participa en una media del 12% de la energía total comprada por las distribuidoras de electricidad, tiene un costo promedio de US$0.3119 por kilovatio. Aunque la entrada de las plantas del mercado spot (el que no tiene contrato de compra-venta con la CDEEE), su ingreso al mercado altera la media de costo, porque por lo regular está formado por plantas de poca eficiencia, por su obsolescencia y por el tipo de combustible que utilizan para generar.
En la práctica, las centrales son despachadas de acuerdo a la “lista de mérito” del Organismo Coordinador, en base a costo variable de producción de cada generadora y tomando en consideración las restricciones técnicas de operación.
El elemento costo está determinando la situación financiera del sector, según muestran las estadísticas de compra y venta de energía de las distribuidoras.
De los últimos cinco años, el mejor margen comercial del sector se produjo en los años 2009 y 2010. Para entonces había una diferencia 5.8 y 4.4 centavos de dólar entre el precio de compra y el de venta del kilovatio.
En el 2009 las distribuidoras compraron el kilovatio a un promedio de 12.8 centavos de dólar y lo vendieron a 18.3 centavos, para una diferencia positiva promedio de 5.5 centavos, un margen de un 42.96 por ciento. Fue un margen muy amplio, comparado con el del año anterior (2008), cuando apenas fue de un 4.5 por ciento.
Acuerdo deficitario
En los años 2011 y 2012, cuando estaban en aplicación las recientes alzas tarifarias aplicadas a la electricidad, bajo el acuerdo del 2009 con el Fondo Monetario Internacional (FMI) la brecha entre precio de compra y de venta de energía se deprimió bastante, con relación al año 2009, y al 2010. Para el 2011, que fue el año objeto de las dos alzas tarifarias, el precio de compra fue de 17.9 centavos de dólar y el de venta de 20.5 centavos, para un margen de intermediación de 14.52%, el cual cedió a 13.85% en el 2012, cuando el promedio de compra subió a US$0,18 y el de venta se mantuvo en US$0.20.
Esa invariabilidad en el margen de intermediación, en un escenario de alza de tarifa como el que prevaleció en el 2011, parece confirmar la tesis de quienes sustentan que un alza del servicio eléctrico por sí sola no resuelve el problema financiero del sector, si no se mejora el aspecto de las pérdidas técnicas y no técnicas.
También estuvo influenciada por la tendencia creciente del precio del fuel oil número seis, el combustible que representa el 49% de la estructura del mercado eléctrico que opera bajo contrato, y que su precio promedio anual en el 2008 fue de US$72.42 y en el 2012 subió a US$101.2 el barril. En los años donde el margen de comercialización de la energía fue más amplio, 2009 y 2010, el precio promedio del barril de ese combustible fue más bajo, con US$55.8 y US$69.7, respectivamente.
Los montos de inversiones para reducir pérdidas han disminuido, pero siguen elevados. En el 1996 se necesitaba, según estadísticas de la CDEEE, un promedio de US$81.9 para reducir US$1.00 de pérdida y al 2008 el requerimiento bajó a US$27.7 invertido para disminuir US$1.00 de pérdida.
Los cobros han logrado una ligera mejoría, en comparación con los niveles del 2009, pero siguen con un balance en rojo, frente al valor monetario de la energía comprada por las Edes.
En el 2008 las compras de energía totalizaron US$1,786 millones y los cobros US$1,053 millones, para un déficit de US$733 millones, mientras que para el 2012 los cobros subieron US$1,488 millones, pero las compras se dispararon a US$2,037 millones, para concluir con un déficit de US$549 millones, solo en la relación compra-venta de energía de las Edes.
El cambio en la estructura de generación se ha acelerado entre los años 2008 y 2012, y tiene dos protagonistas básicos: el gas natural y el fuel oil número 6, que ocupan los extremos del escenario de costos. El gas natural es el combustible más barato y el fuel oil número seis el más caro. En el 2008 el gas natural representaba 19.4% de la matriz de generación y el fuel oil número 6, participaba con un 53.4%. Cinco años más tarde, en el 2012, el peso del primero subió a un 30.2% y el del segundo bajó a 40.9%. Ese movimiento de mejoría en los costos de generación no fue trasladado íntegramente a las finanzas del sector eléctrico estatal.
Una razón importante para esa relativa inflexibilidad de los costos parece estar causada por la estructura del mercado, en la relación de los contratos de compra y venta de energía y los precios.
“El 49% de la energía comprada por las Edes (empresas distribuidoras de electricidad) es bajo contrato indexado con el precio del fuel oil número 6 y el 12% en el mercado spot, donde marginan y fijan precios las máquinas menos eficientes”, dice una presentación reciente del coordinador de Distribución y Reducción de Pérdidas de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Radhamés del Carmen Maríñez. Rn ese documento, el funcionario destacó que el precio medio de compra de las distribuidoras de electricidad es “sensiblemente afectado por los precios de los contratos de más largo plazo, comparables incluso con los del mercado spot”.
Mercado spot
Este mercado, que participa en una media del 12% de la energía total comprada por las distribuidoras de electricidad, tiene un costo promedio de US$0.3119 por kilovatio. Aunque la entrada de las plantas del mercado spot (el que no tiene contrato de compra-venta con la CDEEE), su ingreso al mercado altera la media de costo, porque por lo regular está formado por plantas de poca eficiencia, por su obsolescencia y por el tipo de combustible que utilizan para generar.
En la práctica, las centrales son despachadas de acuerdo a la “lista de mérito” del Organismo Coordinador, en base a costo variable de producción de cada generadora y tomando en consideración las restricciones técnicas de operación.
El elemento costo está determinando la situación financiera del sector, según muestran las estadísticas de compra y venta de energía de las distribuidoras.
De los últimos cinco años, el mejor margen comercial del sector se produjo en los años 2009 y 2010. Para entonces había una diferencia 5.8 y 4.4 centavos de dólar entre el precio de compra y el de venta del kilovatio.
En el 2009 las distribuidoras compraron el kilovatio a un promedio de 12.8 centavos de dólar y lo vendieron a 18.3 centavos, para una diferencia positiva promedio de 5.5 centavos, un margen de un 42.96 por ciento. Fue un margen muy amplio, comparado con el del año anterior (2008), cuando apenas fue de un 4.5 por ciento.
Acuerdo deficitario
En los años 2011 y 2012, cuando estaban en aplicación las recientes alzas tarifarias aplicadas a la electricidad, bajo el acuerdo del 2009 con el Fondo Monetario Internacional (FMI) la brecha entre precio de compra y de venta de energía se deprimió bastante, con relación al año 2009, y al 2010. Para el 2011, que fue el año objeto de las dos alzas tarifarias, el precio de compra fue de 17.9 centavos de dólar y el de venta de 20.5 centavos, para un margen de intermediación de 14.52%, el cual cedió a 13.85% en el 2012, cuando el promedio de compra subió a US$0,18 y el de venta se mantuvo en US$0.20.
Esa invariabilidad en el margen de intermediación, en un escenario de alza de tarifa como el que prevaleció en el 2011, parece confirmar la tesis de quienes sustentan que un alza del servicio eléctrico por sí sola no resuelve el problema financiero del sector, si no se mejora el aspecto de las pérdidas técnicas y no técnicas.
También estuvo influenciada por la tendencia creciente del precio del fuel oil número seis, el combustible que representa el 49% de la estructura del mercado eléctrico que opera bajo contrato, y que su precio promedio anual en el 2008 fue de US$72.42 y en el 2012 subió a US$101.2 el barril. En los años donde el margen de comercialización de la energía fue más amplio, 2009 y 2010, el precio promedio del barril de ese combustible fue más bajo, con US$55.8 y US$69.7, respectivamente.
Los montos de inversiones para reducir pérdidas han disminuido, pero siguen elevados. En el 1996 se necesitaba, según estadísticas de la CDEEE, un promedio de US$81.9 para reducir US$1.00 de pérdida y al 2008 el requerimiento bajó a US$27.7 invertido para disminuir US$1.00 de pérdida.
Los cobros han logrado una ligera mejoría, en comparación con los niveles del 2009, pero siguen con un balance en rojo, frente al valor monetario de la energía comprada por las Edes.
En el 2008 las compras de energía totalizaron US$1,786 millones y los cobros US$1,053 millones, para un déficit de US$733 millones, mientras que para el 2012 los cobros subieron US$1,488 millones, pero las compras se dispararon a US$2,037 millones, para concluir con un déficit de US$549 millones, solo en la relación compra-venta de energía de las Edes.
Busca bajar nueve puntos a pérdidas al 2016
La CDEEE han diseñado un programa de reducción de pérdidas, a ser
aplicado en cinco años, partiendo del 2013 en curso, que busca ir
desmontando ese problema que afecta las finanzas del sector. La meta es
que en el primer año del programa las pérdidas sean un 35.7% de la
energía puesta en línea, un 33.1% en el 2014, un 30.7% en el 2015 y un
28.3% en el 2016.
Los instrumentos a ser aplicados para lograr esos objetivos son incremento de la telemedición, para controlar y asegurar la energía servida, instalación de medida convencional, para reducir el número de clientes en conexión directa; blindaje de paneles en edificios y plazas comerciales, para controlar la energía en esos lugares, y rehabilitar redes y normalizar clientes, con el propósito de blindar redes y asegurar medida.
Los instrumentos a ser aplicados para lograr esos objetivos son incremento de la telemedición, para controlar y asegurar la energía servida, instalación de medida convencional, para reducir el número de clientes en conexión directa; blindaje de paneles en edificios y plazas comerciales, para controlar la energía en esos lugares, y rehabilitar redes y normalizar clientes, con el propósito de blindar redes y asegurar medida.
