SANTO DOMINGO.-Lo recomendable, es que la contratación de las plantas a carbón se realice sobre la base de que los inversionistas asuman el riesgo total de adquisición del carbón, con las especificaciones técnicas requeridas que garanticen la eficiencia de los equipos ofertados.
La Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales, CDEEE, anuncio el 1 de febrero, la adjudicación de las plantas a carbón, las cuales serán contratadas bajo la modalidad de un contrato IPP con la CDEEE, con la empresa árabe Emirates Power. Es esta modalidad de contratación, la que produce un mayor impacto positivo en la tarifa eléctrica y en el sector eléctrico?
En el informe final elaborado por la firma consultora internacional Mercados Energéticos, para la evaluación de la contratación de dos plantas a carbón bajo la modalidad de un contrato del tipo IPP con la CDEEE, en las conclusiones del mismo y analizando el impacto de las plantas a carbón en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) se afirma “La incorporación de las plantas PPS (Pepillo Salcedo) y PPV (Pueblo Viejo) produce una reducción significativa de los precios de la energía en el Mercado Spot del MEM”.
Mas adelante se dice “las entradas en operación de las plantas PPS y PPV reduce significativamente, en el corto y mediano plazo, el despacho de plantas menos eficientes tales como las plantas que consumen combustibles líquidos “. Las plantas mas afectadas son las Turbinas de Vapor (como las Haina (1, 2 y 4) y Falconbridge) y las Turbinas de Gas y Motores operando con Fuel Oil No.2 (gasoil).
¿Cuál es la premisa o hipótesis de partida que utilizo la firma Mercados Energéticos para la realización del referido estudio?
1El MEM opera sin ningún tipo de restricciones, ni por el lado de la demanda, ni por el lado de la oferta.
2.El Mercado Spot opera sin precio topes o limites (price cap)
Se cumple con el articulo 110 de la Ley General de Electricidad 125-01, el cual establece que la potencia contratada por las distribuidoras con los generadores no será en ningún caso mayor del 80% de la demanda y que la potencia en el Mercado Spot o de competencia, en ningún caso será inferior al 20% de la demanda.
6.Considera disponibles para generar, todas las plantas térmicas instaladas en el Sistema eléctrico Nacional Interconectado (SENI)
Como se conjuga esa hipótesis asumida por la firma Mercados Energéticos con la realidad existente en el sector eléctrico en la actualidad?
a)El MEM debido a las ineficiencias de las distribuidoras administradas por personal extranjero, opera con restricciones financieras, lo cual produce que la demanda no sea satisfecha en ningún momento.
c)El Mercado Spot opera con restricciones, ya que se ha fijado por resolución de la Superintendencia de Electricidad, SIE (SIE 04-2005) un tope máximo del precio a pagar en dicho mercado de US$0.05/Kwh., el cual es indexado mensualmente en función del Índice de Precios al Consumidor (CPI) de los Estados Unidos de Norteamérica y de los precios Platt´s del Fuel Oil No.6. Esta formula de indexación es similar a la utilizada en los contratos de compra y venta de energía entre generadores y distribuidores, firmados bajo el Acuerdo de Madrid.
e)En la actualidad se viola el articulo 110 de la Ley General de Electricidad, ya que las distribuidoras tiene contratada ente el 88% y el 95% de la demanda con los generadores, dejando solo en el Mercado Spot entre un 5% y 12% En el mes de Diciembre del 2005, la potencia contratada por las distribuidoras represento el 95% de la demanda y la potencia en el Mercado Spot fue tan solo de un 5%, según los datos oficiales publicados por el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC), en el Informe mensual de las Transacciones Económicas de Diciembre 2005.
g)Las plantas que operan con Fuel Oil No.2 (motores y turbinas de gas), no están disponibles en la actualidad para generación, debido a sus altos costos y las plantas IPP (Smith and Enron y Cogentrix), AES Andrés y Los Minas (V y VI), por problemas financieros, pasan la mayor parte del tiempo sin generar. De igual manera, las plantas de Falconbridge hace tiempo que no son despachadas. Como información, los costos marginales (costo variable + pago por potencia + peaje de transmisión) de las plantas que operan con Fuel Oil No.2 (motores y turbinas de gas de ciclo simple) oscilan entre US$0.15/Kwh. y US$0.35/Kwh., según los datos oficiales publicados por el OC, correspondiendo los precios mas caros a las turbinas de gas instaladas en San Pedro de Macorís y Barahona.
h)
Si la firma Mercados Energéticos hubiese analizado dentro del estudio realizado, una opción o alternativa que tomara en cuenta la situación actual prevaleciente en el sector eléctrico, de seguro que la conclusión sobre el impacto de la contratación de las plantas a carbón bajo la modalidad de IPP con la CDEE en el Mercado Spot no fuera la misma De hecho, debido a las restricciones financieras impuestas por las deficiencias de las distribuidoras administradas por los extranjeros, las plantas de generación mas caras que utilizan combustible liquido y que serian desplazadas por la contratación de las plantas a carbón, hoy en día no operan. Esta situación produce, que en la actualidad el costo marginal este subvaluado con relación al que debía prevalecer en un Mercado Spot operando sin restricciones financieras que reducen la demanda real y sin las restricciones impuestas por la SIE en cuanto al precio tope a pagar por energía en dicho mercado.
A manera de ilustración, el costo marginal de energía promedio en el Mercado Spot del mes de Diciembre del 2005, fue de US$0.077/Kwh., según los datos oficiales publicados por el OC, el cual corresponde prácticamente a una planta de motor operando con Fuel Oil No.6. Este tipo de plantas no es desplazada por la entrada en operación de las plantas a carbón, según el estudio realizado por la firma Mercados Energéticos. El costo marginal de las plantas Smith and Enron, AES Andrés, Cogentrix y Dominican Power Partners, DPP (costo variable + pago por potencia + peaje de transmisión), oscila entre US$0.12/Kwh. Y US$0.13/Kwh., según los datos oficiales publicados por el OC.
Si no existieran las restricciones financieras que obligan a restringir la demanda y no existiera de precio tope en el Mercado Spot, el costo marginal promedio mensual oscilaría entre los US$0.12/Kwh. y US$0.13/Kwh., ya que las plantas mas ineficientes operarían con mas frecuencia y durante un tiempo mayor a lo que lo hacen en la actualidad, para poder suplir la demanda del sistema eléctrico nacional. Con esto, el costo marginal de la energía comercializada en el Mercado Spot, sería igual o superior al precio a que las distribuidoras compran la energía a los generadores bajo el Acuerdo de Madrid, lo cual contradice y refuta las afirmaciones de que los precios de la energía según el Acuerdo de Madrid son precios mas caros que los precios de mercado.
Cual sería el impacto esperado en la tarifa eléctrica con la entrada en operación de las plantas a carbón bajo contrato IPP con la CDEEE? De mantenerse las situaciones de restricciones prevalecientes en el sector eléctrico, seria mínima, ya que en la actualidad partiendo de un precio monomico de la tarifa eléctrica (precio que se cobraría a todos los usuarios si no existiese subsidio cruzado en la tarifa) entre US$0.22/Kwh. a US$0.23/Kwh. (US$0.12 a US$0.13 costo de generación incluyendo peaje de transmisión + US$0.10 de Valor Agregado de Distribución (VAD)), el impacto de una reducción del precio de la energía en el Mercado Spot, repercutiría minimamente en la tarifa eléctrica.
El costo de generación representa alrededor de un 55% del precio monomico de la tarifa eléctrica. Ese costo de generación a su vez esta compuesto entre un 88% y 95% de precio de energía bajo contrato y entre un 5% y 12% de precio de energía en el Mercado Spot Una reducción del precio de la energía en el Mercado Spot de un 30%, solo produciría una reducción en el precio monomico de la tarifa eléctrica entre 0.82% y 2.03%. En cambio, si las plantas a carbón en vez de ser contratadas por la CDEEE bajo la modalidad de IPP, fueran contratadas por las distribuidoras, esta modalidad de contratación impactaría en el mercado de contratos de las distribuidoras, con lo cual se mejoraría sustancialmente el flujo de caja de las mismas y la situación financiera del sector eléctrico y el impacto sobre la tarifa eléctrica seria mucho mayor.
Como repercutiría en la tarifa eléctrica una reducción del precio de la energía de contrato de las distribuidoras de un 30%? En una reducción entre un 14.40% y un 16.11% del precio monomico de la tarifa eléctrica. Si el VAD se reduce a niveles de valores estándares internacionales (alrededor de US$0.05/Kwh.), el impacto de una reducción de un 30% en la energía de contrato de las distribuidoras con los generadores, produciría una reducción en el precio monomico de la tarifa eléctrica entre un 18.64% y un 20.58%. Es bueno señalar que una reducción en el precio de la energía de contrato de las distribuidoras con los generadores, también impactaría hacia la baja, el precio de la energía que se comercializa en el Mercado Spot, por lo que las expectativas de reducción en el precio monomico de la tarifa eléctrica mencionados anteriormente, será mayor, ya que habría que añadirle las reducciones de los precios de la energía en el Mercado Spot.
Hay que señalar, que una reducción en los precios de la energía de contrato entre generadores y distribuidores, beneficia en su totalidad a las distribuidoras y en consecuencia el impacto sobre la tarifa eléctrica es directo. En cambio una reducción en los precios de la energía en el Mercado Spot, no beneficia en su totalidad a las distribuidoras, ya que en el Mercado Spot también compran energía los generadores, para cumplir con sus cuotas de energía contratada con las distribuidoras, cuando por alguna razón (financiera, técnica) dichos generadores no pueden suplir la energía bajo contrato con las distribuidoras haciendo uso de sus propias plantas generadoras. En consecuencia, una reducción del precio de la energía en el Mercado Spot, tiene un impacto muchísimo menor en la tarifa eléctrica que el que tiene una reducción en el precio de la energía de contrato.
De hecho, pudiera ocurrir, que si finalmente las plantas a carbón son contratadas como un IPP con la CDEEE, seria económicamente atractivo para un generador que tenga energía contratada con las distribuidoras, apagar sus plantas, comprar energía en el Mercado Spot a un precio mas barato al que le vende a las distribuidoras y de esa forma obtener beneficio, aun cuando sus plantas estén apagadas. El beneficio que obtendría el generador sería la diferencia entre el precio de compra en el Mercado Spot y el precio más alto de venta de energía en los contratos con las distribuidoras.
En los ejemplos mencionados anteriormente, el impacto de rebaja del precio en el Mercado Spot, serian menores que los porcentajes señalados, ya que los análisis parten de la premisa que las distribuidoras compran la totalidad de la energía que se produce en dicho Mercado y en la realidad eso no ocurre. Si las distribuidoras compran solo el 20% de la energía del Mercado Spot, entonces el impacto en la tarifa sería el 20% de los porcentajes señalados anteriormente, ya que el precio de generación que entra en la formula de la tarifa eléctrica es el precio promedio a que compran las distribuidoras a los generadores
Como se puede conseguir una reducción en el precio de la energía de contrato entre las distribuidoras y los generadores? Que la contratación de las plantas a carbón sea realizada por las distribuidoras y no como IPP con la CDEEE.
El gran beneficiario de la contratación de las plantas a carbón bajo la modalidad de un IPP con la CDEEE, es la propia CDEEE, ya que estaría comprando la energía producida por las plantas a carbón entre US$0.04/Kwh. y US$0.05/Kwh. y la vendería a las distribuidoras entre US$0.12/Kwh. Y US$0.13/Kwh., obteniendo una ganancia en cada Kwh. vendido a las distribuidoras entre US$0.07/Kwh. y US$0.09/Kwh. Con esta ganancia, la CDEEE puede apagar las plantas IPP que tiene en la actualidad (Smith and Enron y Cogentrix) cuyos contratos le generan grandes perdidas económicas, pagarle los costos por capacidad de dichas plantas (take or pay), estimados entre US$5 y US$8 millones mensuales y obtener ganancia.
Cuales serian los beneficios de contratación de las plantas a carbón a través de las distribuidoras?
a)Mejoraría el flujo de caja de las distribuidoras, ya que estarían comprando una energía mas barata que en la actualidad
b)Una reducción en los precios de compra de energía a través de los contratos entre generadores y distribuidores
c)Una reducción en los precios del Mercado Spot
d)Una reducción significativa en la tarifa eléctrica que pagan los usuarios, lo cual contribuiría a disminuir las perdidas en la facturación y cobros de las distribuidoras.
e)
Lo recomendable, es que la contratación de las plantas a carbón se realice sobre la base de que los inversionistas asuman el riesgo total de adquisición del carbón, con las especificaciones técnicas requeridas que garanticen las eficiencias de los equipos ofertados. Si el Estado asume el suministro del carbón, se expone a reclamaciones por parte de los inversionistas debido a retrasos en los embarques y por suministrar un carbón que no cumpla estrictamente con todas las especificaciones técnicas de los fabricantes de las plantas y dar pie a que no puedan ser garantizadas las eficiencias de las mismas. De esta forma, se compraría la energía eléctrica en el punto de retiro acordado, asumiendo los inversionistas todos los costos y riesgos de producción de la misma.
De igual manera, lo aconsejable es que los inversionistas asuman la responsabilidad de arrendar o comprar los terrenos en donde las plantas serán instaladas, así como la construcción de las líneas de transmisión entre cada planta y el punto de interconexión con el sistema eléctrico nacional. Si los inversionistas no desean quedarse con la operación y mantenimiento de dichas líneas de interconexión, las mismas pueden ser adquiridas por la Empresa de Transmisión, de propiedad estatal, mediante el pago de las inversiones realizadas utilizando para ello el peaje de transmisión que cobra dicha empresa El plazo de amortización para el pago de las líneas de interconexión por parte de la Empresa de Transmisión, seria establecido de mutuo acuerdo entre las partes En el gobierno pasado, esta modalidad fue implementada exitosamente, en las construcciones de las líneas de interconexión de las plantas Monterio, Cogentrix y AES Andrés.
Las actuales Autoridades Gubernamentales, están todavía a tiempo de hacer que la contratación de las anunciadas plantas a carbón, produzcan un impacto positivo significativo sobre la situación financiera de las distribuidoras, sobre el sector eléctrico y sobre la tarifa eléctrica de los usuarios que pagamos por un servicio que recibimos de manera deficiente
