Mercado Eléctrico Dominicano: Finalización del Acuerdo de Madrid, Nuevo Panorama Energético Mundial

Por: Ing. Carlos Manuel Diloné

Desde finales del año 2001, fecha en que fue firmado el Acuerdo de Madrid, acuerdo éste que envió una señal distorsionada al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la Republica Dominicana, pues solo favoreció a una parte de los agentes del MEM, específicamente a las empresas generadoras; en ningún momento se procuró enfrentar los retos importantes de asegurar la disponibilidad del suministro en todo el país, incrementar la participación de las energías no fósiles y fomentar el aprovechamiento sustentable de la energía.

Mediante este Contrato se fijaron los precios de compra de capacidad (potencia en MW) y de la energía eléctrica hasta el año 2016, lo que automáticamente se tradujo en una falta de inversión en este sector de la generación, ya que los inversionistas potenciales, veían limitadas sus posibilidades de inversión de generación solo para atender la demanda incremental anual y al mercado de los Usuarios No Regulados. Asimismo, los inversionistas que ya estaban establecidos no invirtieron, pues para qué invertir si el precio es el mismo, sobre todo que el precio base de este Acuerdo lleva las fórmulas de indexaciones. En síntesis, lo que este Convenio establece es lo siguiente: “Una Central nueva y eficiente, que utilice tecnología de punta tendrá el mismo precio de venta de energía y potencia, que una central vieja e ineficiente sin importar el costo de MW instalado”.

Es importante poner de relieve los altos costos de generación eléctrica de las unidades del parque de generación, en comparación con tecnologías semejantes instaladas en otros países de la región en condiciones similares. Esto, provocado principalmente por la sobre-indexación del combustible en las fórmulas para el cálculo del precio de venta de la energía de los generadores a las distribuidoras, establecidos en los contratos firmados en el Acuerdo de Madrid. Como componente de este acuerdo, además, cabe poner de relieve la existencia de contratos de compra-venta de energía entre las Generadoras y las Distribuidoras a muy largo plazo, lo que imposibilitó a las Distribuidoras a contratar energía en mejores condiciones para beneficio de sus clientes.

En ese escenario lo más prudente para los generadores era mantener sus Centrales en operación sin importar la eficiencia de los precios; incluso si un osado se aventuraba a construir una central eficiente, entonces los agentes reconocidos por este Acuerdo, podrían firmar contratos con estos osados y venderle a su vez a las distribuidoras, pues ya el Acuerdo de Madrid le asignaba el 80% de la demanda total del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), quedando el 20% restante como una compra hacer realizada en el mercado horario o Mercado Spot. Este pacto suministró una indicación equivocada, en lugar de promover la eficiencia y la competencia de precios, actuó en sentido contrario.

Sin embargo, para el año 2016 este acuerdo llegará a su final. ¿Qué tenemos y que debemos hacer para enmendar los entuertos y aprender de ese graso error, a fin de inducir al Mercado Eléctrico Mayorista a la eficiencia y la auto sostenibilidad financiera? ¿A qué precio negociar nuevos contratos y porqué períodos? ¿Se incluirá en los nuevos contratos la auditoría de costos declarados de generación? ¿Se establecerán los precios en función de costos comparados con otros mercados de la región? ¿Se eliminará la sobre indexación de los combustibles?

Para el año 2016, estaremos asistiendo a un nuevo panorama energético mundial, lo que conlleva consecuencias de potencial largo alcance para los mercados y el comercio de la energía. El horizonte se está redibujando como resultado del resurgimiento de la producción de petróleo y gas en Estados Unidos, y podría seguir reconfigurándose debido a la retirada de energía nuclear en ciertos países, al rápido crecimiento continuado de la utilización de las tecnologías eólica y solar, y a la propagación de la producción de gas no convencional globalmente.

Las perspectivas de los mercados internacionales del petróleo dependen del éxito de Irak en la revitalización de su sector petrolero. Si se amplían e implementan nuevas iniciativas en un esfuerzo conjunto por mejorar la eficiencia energética mundial, podríamos estar ante un verdadero punto de inflexión. Basándonos en escenarios mundiales y en múltiples casos de estudio, se estima que estos nuevos acontecimientos podrían afectar a las tendencias energéticas y climáticas mundiales en las próximas décadas.

¿Qué haremos con dos plantas a carbón en construcción y sin acuerdo de Madrid?, a partir de ese momento debe promoverse la contratación de energía y potencia a precios bajos, por período de tiempo corto, hasta tanto entren en operación comercial las plantas a carbón. Sin embargo, no se sabe si los generadores aceptarán esas condiciones, y en cambio, pudieran negociar períodos de tiempos largos, lo que cercenaría el impacto que tendrían las plantas a carbón en el precio final del KWh a ser vendido por las empresas distribuidoras.

“Teniendo en cuenta todos los nuevos desarrollos y políticas, el mundo está fracasando en conducir el sistema energético mundial por una senda más sostenible”. En el Escenario de Nuevas Políticas se observa un marcado alejamiento del petróleo y del carbón (y, en algunos países, de la energía nuclear), en beneficio del gas natural y las energías renovables. Pese al crecimiento de las fuentes de energía de baja emisión de carbono, los combustibles fósiles siguen siendo predominantes en el mix energético mundial, apoyados por subvenciones que alcanzaron un valor de 523,000 millones de dólares en 2011, lo que supone un aumento de casi el 30% respecto a 2010 y una cantidad seis veces mayor a las subvenciones a las energías renovables. La subida de los precios del petróleo ha motivado el monto de las subvenciones a los combustibles fósiles, que siguen estando mayoritariamente en vigor en Oriente Medio y el Norte de África, donde parece haberse perdido el impulso para su reforma. Las emisiones en el Escenario de Nuevas Políticas corresponden con un aumento de la temperatura media global a largo plazo de 3,6 °C.

La producción del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la Republica Dominicana, durante el año 2011 fue de 12,478GWh, es decir 12.478 TWh (Tera Watt hora), lo que representa unos 1,040 GWh-mes; si esta producción la multiplicamos por el promedio anual de los Costos Marginales de la Energía, que para el año 2011 fue de 7,092RD$/MWh (US$186.1/MWh), unos 0.19 CtsUS/KWh, obtenemos el valor de las transacciones del Mercado Eléctrico Mayorista, que para ese volumen de energía resultó en unos US$193 millones mensuales. Este escenario pone de manifiesto el hecho de que, por cada centavo de dólar que se logre rebajar al precio de la energía a que compran las empresas distribuidoras, estaríamos reduciendo unos 10.40 millones de dólares mensuales.

Lo que queremos apuntalar con esto, es que, si las empresas distribuidoras de electricidad logran buenos precios en la negociación de los contratos de cara al año 2016, y consecuentemente las plantas a carbón impactan provocando una reducción significativa del precio del KWh vendido, las empresas distribuidoras estarían reduciendo sus niveles de pérdidas en la misma proporción en que bajan los precios de compra a los generadores y, razonablemente, estarían aumentado su flujo de caja. Esto permitiría reducir el monto del subsidio y les cedería a las empresas distribuidoras de electricidad la posibilidad de invertir en las áreas neurálgicas de distribución y comercialización de la energía eléctrica en su área de concesión.

Sería prudente entonces, el que las Empresas Distribuidoras de Electricidad, pensaran seriamente en contratar un organismo de reconocida solvencia técnica (nacional o internacional), para que realice un estudio que permita establecer los costos referenciales de las actuales plantas de generación, que operan en el Mercado Eléctrico Mayorista de la República Dominicana, de modo que las Distribuidoras tengan una herramienta de referencia, al momento de contratar un bloque de energía y potencia con una empresa generadora de electricidad, incluso la Ley General de Electricidad faculta a las empresas distribuidoras a poseer instalaciones de generación, limitándose la misma hasta un equivalente al 15% de la demanda del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.

El mejor ejemplo a lo aquí planteado, lo encontramos en la recién inauguradas plantas de generación Quisqueya I y II de 215 MW cada una, consistente de 12 motores generadores duales (a combustibles HFO y LNG) de tecnología Wartsila, de 18 MW cada uno, cuyo impacto en los precios a que compran las empresas distribuidoras no serán sensibles ya que la las distribuidoras compran el 80% de su demanda a precio fijo, establecido en el acuerdo de Madrid, por lo que la reducción podría reflejarse únicamente en el Mercado Spot.

Nota: Artículo Rescatado