La elevación al 98% del cobro de la energía facturada, puesta ya la orden de construcción de calderas, generadores y partes con fechas de entrega de las dos unidades de la central térmica a carbón de 760 megavatios de Punta Catalina y la oferta al sector privado para que instale los 1,000 megavatios faltantes para poner al día en el corto plazo el Plan de Expansión, resaltan entre las acciones emprendidas por la CDEEE para arribar a un “pacto eléctrico” con el sector privado.
Estas acciones, anunciadas por el vicepresidente y administrador de la CDEEE, licenciado Rubén Jiménez Bichara, sólo necesitan de una mejor regulación de lo que será a partir del año próximo, cuando venza el “Acuerdo de Madrid”, la mayor fuente de suministro de energía eléctrica a las redes nacionales: el mercado spot de compra-venta.
Mediante el Acuerdo de Madrid, el Estado, por intermedio de la CDEEE y sus distribuidoras, se comprometió en el 2001 a adquirir por 15 años unos 900 megavatios de las generadoras Ege-Itabo y Ege-Haina en condición privilegiada (primeros en entrar al sistema eléctrico interconectado), con una fórmula de cálculo atada el precio del búnker c y que se ha denunciado está sobrevaluada en un 30%. El búnker c era barato entonces y representaba más del 60% del carburante empleado por las generadoras, ahora es menos del 30% y, como quiera, siguen siendo los primeros ameritados.
(El “Pacto para la Reforma del Sector Eléctrico”, como lo prefiere llamar el ministro de la Presidencia, Gustavo Montalvo, fue anunciado ayer por éste para comenzar en los primeros días de enero, para cuando se iniciará contar los 6 meses de plazo que le asignó al Poder Ejecutivo para la realización del mismo. Mientras, un grupo de apoyo técnico sigue laborando y el propio gobierno colgará en internet las líneas generales a que aspira de este acuerdo entre los sectores público y privado).
Las graves denuncias del estatal Fonper (el fondo que administra los recursos de la capitalización en las generadoras y otras empresas) contra las generadoras Ege-Itabo y Ege-Haina, operadas por el sector privado y todavía pendientes de ventilación en los tribunales, podrían completar aún más los alcances del Pacto Eléctrico, pues darían paso a una modificación de la fórmula de cálculo del costo y precio base de generación que oriente al mercado spot y a la creación de una “mesa de combustibles”, presidida por el sector público e integrada por todos los generadores, para la compra de los energéticos que utilice todo el sistema (búnker c-gasoil, carbón y gas natural).
Las compras de cada uno de esos energéticos se haría para períodos más o menos largos de entrega, aprovechando contratos que contengan grandes volúmenes, lo que se reflejaría en mejoría de precios y terminaría con la especulación que atribuye el Fonper a las generadoras.
El ente eléctrico estatal que ya ha reducido las pérdidas técnicas y no técnicas de un 48 a un 32%, parece estar decidido afrontar el reto de reducirlas aún más, al 15%, como es dable esperar de un país de mediano desarrollo relativo, como es la República Dominicana.
Según cifras oficiales, a diciembre del 2013 las empresas distribuidoras compraron energía por un monto de US$1,971.4 millones de dólares y de esa energía lograron facturar US$1,544.5 millones de dólares, de los cuales US$1,474 millones de dólares se tradujeron en cobros. Como se puede observar, el déficit de las EDEs generado por la energía dejada de cobrar fue de US$497.4 millones de dólares o su equivalente de RD$21,636millones de pesos en el año 2013. Este monto del déficit equivale a la cantidad de dinero que pierde el Estado por concepto de energía consumida que no se factura y representa el 25% de la energía comprada a las empresas generadoras.
Para lograr el objetivo de reducir las pérdidas totales de las distribuidoras estatales de un 32 a un 15%, tanto la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE) como la CDEEE estiman que sólo haría falta una inversión de US$100 millones, de los cuales más de un tercio ya han sido contratados con entidades de créditos internacionales para ejecutar proyectos referidos a alta tensión y distribución.
De hecho, el país dispone de uno de los mejores y más extensos sistemas de alta tensión de América Latina (en proporción a su territorio y grado de desarrollo), como lo demuestra elsiguiente gráfico de la Comisión Nacional de Energía que data del año 2010 y no ha sido actualizado con nuevas redes de alta, mediana y baja potencia y subestaciones adicionadas desde entonces:
Los trabajos en Punta Catalina avanzan en un 20%. Se trata de trabajos de zapata, muro de hasta 9 metros de altura para montar generadores y calderas, terraplenes y otros deingeniería civil para recibir las partes mecánicas de las centrales, el puerto carbonero y otros.
Una amplia extensión de l millón de metros cuadrados que comprende el proyecto, fue plantado con centenares de miles de árboles de caoba y otras especies, como parte del amortiguamiento de los efectos que despidan las enormes chimeneas de las dos gigantescas calderas.
Bichara informó esta semana que acaba de concluir que ya se ordenaron las turbinas generadoras a General Electrics y que lo mismo se hizo con las enormes calderas con la conocida Babcock Wilcox, con fechas de entrega para finales del 2016 y 2017.
Bichara explicó que una de las causas del alto costo del proyecto, se debe a que se trata de plantas de última generación que contienen aditamentos y tecnologías de alto costo quereducen la contaminación.
Las órdenes de construcción de las partes mecánicas, lo mismo que los trabajos de ingeniería civil, hansido posibles porque el gobierno aportó los más de US$400 millones del presupuesto público que le fue reservado.
El financiamiento restante ya fue negociado con una importante entidad financiera del mismo país de origen del líder del consorcio ganador Odebrecht, Brasil, y por un importante banco europeo que ha estado presente en todos los grandes proyectos de infraestructura del país en los últimos años, además de otras entidades más pequeñas.
Desde que el presidente Danilo Medina anunció, el 27 de febrero del 2013, que el Estado, por sí mismo o con ayuda del sector privado, iba a financiar 2,000 megavatios a carbón o gas natural que hacían falta para afrontar el déficit de generación previsto para el 2016, una nueva dinámica se ha apoderado de todos los actores que participan en el subsector eléctrico.
El Estado se fue adelante y licitó Punta Catalina de 760 megavatios, pero ya estaba adelantada la generadora Quisqueya II, de 230 megavatios, que una primera etapa quema búnker c pero está preparada para pasar a gas natural, al igual que su gemela Quisqueya I, de Barrick-Goldcorp. Una parte de la energía sobrante de la minera Barrick-Pueblo Viejo, más de 70 megavatios, está disponible también para Edenorte.
En junio pasado la CDEEE prorrogó el contrato de compra-venta de energía con AES que garantiza la compra de los 270 megavatios que sus plantas de Los Mina (Dominican Power Partners) ofertarán al sistema interconectado, una vez incremente su actual de producción de 210 megavatios, por efecto de la adición de un ciclo combinado alimentado a gas natural. Los trabajos se iniciaron hace dos meses y deberán estar concluidos a finales del 2016.
Igualmente, el holding estatal llegó a un acuerdo con Compañía Eléctrica San Pedro de Macorís CESPEN (antigua Cogentrix) para dar paso a la instalación de un gaseoducto que permitirá operar sus 300 megavatios con gas natural. El arreglo no incluye prórroga del contrato de compra-venta, pero el Estado es garante soberano de la inversión original de Cogentrix hasta el 2022, por lo que de seguro extiende “facilidades” del mismo contrato.
Un grupo inversor nativo liderado por Grupo Vicini y tres de las grandes importadoras y distribuidoras de GLP ha creado la empresa Antillean Gas para construir y operar una regasificadora de gas natural en San Pedro de Macorís que pudiera suministrar el gas natural de las dos Quisqueyas, de Cogentrix, Sultana de Este (150 megavatios) y de otras generadoras más pequeñas de la zona, y aún dar paso a una nueva central de gas natural adjunta a su planta de recepción de hasta 300 megavatios. La inversión podría superar los US$500 millones.
Todavía está pendiente la promesa de AES de construir, por intermedio de Ege-Itabo, una central de 300 megavatios contigua a las dos Itabos en Haina, la que tendría que ser de última generación para atenuar los efectos contaminantes de la antigua tecnología de las Itabos I y II.
En fin, que están dadas las condiciones para que el Estado, por primera vez en mucho tiempo, pueda negociar en condición de contraparte eficiente con el sector privado, un pacto eléctrico que realmente responda a los intereses de la nación.
