Entre el gas natural, el carbón mineral y el viento aportan el 82.51 % de la energía que actualmente se sirve en el país
La conversión a gas natural de las tres unidades de la Planta San Pedro de Macorís gira la matriz de generación eléctrica del país hacia los combustibles más baratos, y pone a la Superintendencia de Electricidad en la disyuntiva de revisar para rebajar la tarifa eléctrica, inamovible desde el 2011.
Con la transformación de la antigua Cogentrix, el gas natural pasa a ser el principal combustible de generación del parque energético dominicano, con un 37.73 % del mercado, desplazando al carbón mineral y poniendo a los derivados de petróleo en un alejado tercer lugar.
Ese cambio representa un buen alivio financiero para las finanzas del sector, debido a que la mutación va hacia los combustibles más baratos. El gas natural es, de los combustibles con mayor ponderación en la matriz de generación, el más barato y de mayor estabilidad de precios. La generación en base a agua, la hidroeléctrica, es la más barata, pero apenas participa de un 6.8% aproximado, en términos de oferta real.
Más de tres cuartas partes de la generación se realiza ya por combustibles más baratos, lo que supone la generación en un nivel más económico que años atrás, cuando el petróleo y sus derivados representaban sobre el 50 por ciento de la matriz y el oro negro se cotizaba por encima de los US$70.00 el barril.
El cambio de la matriz de generación fue el argumento utilizado por el Gobierno anterior para no tocar el tema de la tarifa eléctrica, sin antes no modificar el costo de generación, cambiando la matriz hacia combustibles más barato. Los 720 megas de las dos unidades de Punta Catalina son producidos a carbón mineral, alcanzando ese combustible una participación, actual, de 32.69 por ciento.
Mientras el petróleo subía y bajaba de precios y su ponderación en la generación eléctrica baja, con la correspondiente desescalada de costo, la tarifa eléctrica se mantiene invariable para los usuarios, debido a que la última revisión o aumento la hizo la SIE en el 2011, cuando todavía el país mantenía un acuerdo financiero con el Fondo Monetario Internacional (FMI), que preveía un nuevo ajuste para el 2012. El Gobierno de entonces se resistió a ejecutar el alza, que sería la tercera en un período de tres años, y el acuerdo se cayó en abril del 2012 faltando un tramo y US$500 millones por desembolsar. En las dos anteriores alzas, el costo de la tarifa aumentó un 20%.
Desde que la Superintendencia de Electricidad (SIE) congeló la tarifa, el costo para los usuarios se ha mantenido en los mismos parámetros que se utilizan para facturar a los usuarios de baja potencia residencial y comercial.
Cada mes, la SIE emite una resolución en la que calcula los costos de generación en base a los factores de costos, como son el precio del gas natural, del carbón mineral, del fuel oíl números 1 y 6, y la tasa de cambio. Cuando hay diferencias entre la tarifa técnica y la tarifa indexada, el exceso si es un aumento de costo, se le carga al fondo de estabilización de la tarifa y lo asume el Gobierno como subsidio, para no subir la tarifa a los usuarios.
Las variaciones del costo de generación solo se transfieren entre productor y distribuidor, es decir entre los generadores y las distribuidoras de electricidad estatales. De las Edes a los consumidores o usuarios no se han transferido ni alzas ni bajas, y cuando el petróleo se colocó entre 30 y 40 dólares el barril, hace unos dos años, el ahorro fue utilizado en parte para compensar los subsidios asumidos por el Gobierno en períodos de alzas del crudo. También entre 2016 y 2017, cuando se construía la Central Punta Catalina y hubo dificultad con el financiamiento internacional, por el problema que enfrentaba el BNDES de Brasil, el financista original de la obra, se utilizó parte del ahorro como financiamiento de emergencia para la termoeléctrica.
En la práctica, la tarifa eléctrica indexada “arrastra” referencias que con la nueva matriz son inaplicables. El referente fuel oil debe ser abolido, porque su ponderación en la generación es de apenas un 8.2 por ciento, al 1 de noviembre en curso, luego de la transformación de las plantas de San Pedro de Macorís, cuyos 300 megas eran producidos antes del cambio a base de fuel oíl. En la época del petróleo entre 80 y 100 dólares el barril, al Estado le resultado más económico pagarle a esa planta por su capacidad instalada y dejarla apagada. Por su tamaño y el tipo de combustible que utilizaba encarecía al mercado, y esos costos mayores no eran transferidos a los usuarios.
Pero con la nueva composición de la matriz, los usuarios reclaman una revisión a la baja de la tarifa eléctrica, que desde el 2011, para los clientes residenciales con Tarifa BTS-1 o Baja Tensión Simple 1 son las siguientes: Los primeros 200 kWh a RD$4.44; de 201 y 300 kWh a RD$6.97; de 301 y 700 kWh a RD$10.86; y cuando es mayor de 700 kWh todos los kilovatios se cobran a RD$11.10. Las demás categorías que corresponden a los clientes con demanda de potencia igual o superior a 10 kW, siguen iguales.
Razones que frenan el traspaso de la baja
Cuando se han producido quejas de los usuarios de que el valor de los recibo ha subido, las distribuidoras de electricidad por lo regular han argumentado que ha sido por aumento del consumo.En unos ocho años el parque de generación ha dado un cambio rotundo, y la República Dominicana posee una de las matrices de generación eléctrica más diversificadas de la región, diferente a la de hace dos décadas atrás cuando la producción de energía estaba basada en un 88% por derivados del petróleo y el resto lo aportaban el carbón con un 3% y el agua con un 9%.
A la fecha, la oferta está compuesta por un 1.7% de solar, 12.09% de eólica o de viento, 1.41 por ciento de biomasa, 6.08% de hidráulica, 37.73% de gas natural, 32.69% de carbón mineral y 8.3% de derivados de petróleo. Las proyecciones son de que el petróleo seguirá bajando su participación porque hay en proceso nuevas transformaciones. Se espera que al final de 2020 el gas sea 40%.
