SECTOR ELECTRICO II
Ing. Luis H. Arthur S. http://www.luis.arthur.net/ http://www.luisharthur.blogspot.com/ 20 Octubre 2005
“El día que no aprendo algo de los que me rodean, ese día viví en vano”
El SECTOR ELECTRICO INTERCONECTADO por capitalización, está compuesto por “Generación”, “Transmisión”, “Distribución (y Comercialización)” y los organismos gubernamentales de supervisión, coordinación y control.
La Generación la componen varias empresas que obtuvieron concesiones para producir y vender energía eléctrica y son básicamente de tres tipos en cuanto a sus contratos: a) IPP que se instalan y producen por contrato directo, al precio y las condiciones pactadas. La antigua CDE tenía varios generadores IPP, que a la capitalización pasaron a la nueva CDEEE. Por el Acuerdo de Madrid, varias de estas se convirtieron en concesionarios. Fue un gran alivio para CDEEE que por malos contratos tenía que comprarles a mayor precio del que vendía. Cogentrix y Smith & Enron no quisieron soltar el huesote; b) PLANTAS MERCANTES, que se instalan para vender al mercado Spot a su propio riesgo. Pueden hacer contratos de corto plazo y vender a clientes no regulados, mientras llega una nueva subasta de contratos a largo plazo; y c) LAS PLANTAS POR CONTRATO con las Distribuidoras, que además puede vender su excedente al mercado Spot.
El mercado, según la Ley de Electricidad 125-1, funciona de la siguiente manera:
Art. 110.- Las ventas de electricidad en contratos de largo plazo, de una entidad generadora a una distribuidora se efectuarán a los precios resultantes de procedimientos competitivos de licitación pública. Estas licitaciones se regirán por bases establecidas por la Superintendencia de Electricidad, la que supervisará el proceso de licitación y adjudicación y requerirá copia de los contratos, los cuales deberán contener, por lo menos, plazo de vigencia, puntos de compra, precios de la electricidad y de la potencia en cada punto de compra, metodología de indexación, tratamiento de los aumentos de potencia demandada, compensaciones por fallas de suministro en concordancia con los costos de desabastecimiento fijados por la Superintendencia de Electricidad y garantías establecidas. La diferencia entre la demanda de una distribuidora y sus contratos será transferida por los generadores a costo marginal de corto plazo.
En todos los casos de licitación del sector eléctrico, las bases de la sustentación serán dirigidas totalmente por la Superintendencia de Electricidad.
Párrafo.- Con el objetivo de garantizar que los precios de generación representen valores razonables en el mercado eléctrico, La Superintendencia velará que las ventas de electricidad por contrato no podrán ser mayores de ochenta por ciento (80%) de la demanda del sistema
Continuará….
SECTOR ELECTRICO III
Ing. Luis H. Arthur S. http://www.luis.arthur.net/ http://www.luisharthur.blogspot.com/ 20 Octubre 2005
“El día que no aprendo algo de los que me rodean, ese día viví en vano”
El Despacho de Carga, que en teoría pertenece al Organismo Coordinador, pero es indebidamente manejado por el Centro de Control de Energía de la CDEEE, uno de los actores, es el director de la orquesta quien dice, según el libreto, quien “despacha” energía al sistema y cuando. El libreto es un cuadro mensual de todas las plantas del sistema que se encuentran disponibles, listadas en orden de MERITOS. Cada planta se evaluó en cuanto a su COSTO MARGINAL, y la de menor costo, es la primera que se “despacha al sistema” y así sucesivamente. El precio de generación que se paga a todos en el mercado Spot, es el de la última en ser “despachada”. Digamos que una de Planta a carbón en el puesto #1 de la lista genera a US $0.05/Kwh y una a gasoil (Fuel Oil #2) en el puesto #14 que acaba de ser “despachada”, a US $0.10/Kwh. Las 14 plantas despachadas cobrarían a US $0.10/Kwh, lo cual se convierte en un negociazo para las plantas de menor costo. Las Distribuidoras pagarán los retiros de energía a los precios establecidos en sus contratos y el 20 % del mercado Spot a este precio, o al que resultare si más plantas con costos marginales más alto se “despacharan”, en un proceso de cotejo horario. En un mercado libre esto funciona bien, en sistemas oligopólicos no.
Por medio del Acuerdo de Madrid se obtuvo una rebaja del precio a que los generadores estaban comercializando su energía, al variar la formula de indexación producto de la capitalización, y se fijó como límite 1,290 Mw de demanda a US$0.055/Kwh base más la nueva indexación (combustible y tasa del dólar, etc.) y hoy, dado los precios de los hidrocarburos, etc., llega a US $0.12/Kwh. Con este acuerdo el gobierno casi eliminó el subsidio y se habla de una economía de US $300 millones. La contrapartida lamentable fue que los contratos hasta 1,290 Kw se extendieron a 15 años.
Las empresas generadoras por otro lado están compuestas por plantas de diversos tamaños y tecnologías. Entre ellas mencionaremos: a) las de vapor, unas a base de petróleo y otras a base de carbón, b) las diesel, a base de Bunker C (Fuel Oil #6) unas y a Gasoil (Fuel Oil #2) otras, c) de turbina, a base de gas natural unas y a gasoil (Fuel Oil #2) otras. Como vemos, es una gama de equipos, que generan a precios muy variados, la mayoría bastante ineficientes. Como ejemplo la más económica de todas es Itabo II a Carbón la #1 en la lista de Méritos y la más cara es Barahona a Gasoil (Fuel Oil #2) en el #55. La primera tiene un costo marginal de RD$0.495/Kwh, y la segunda RD$6.501/Kwh. Esto es, 15.8 veces más cara que la primera y por tanto, aunque está listada, nunca puede ser despachada pues distorsionaría todo el esquema de costos.
Continuará…..
SECTOR ELECTRICO IV
Ing. Luis H. Arthur S. http://www.luis.arthur.net/ http://www.luisharthur.blogspot.com/ 20 Octubre 2005
“El día que no aprendo algo de los que me rodean, ese día viví en vano”
Nuestro parque energético a base de hidrocarburos tiene muchas deficiencias que originan un alto costo de generación. Las plantas que más barato generan son las tres de carbón: Itabo I (125 Mw), Itabo II (125 Mw) listadas en 115 Mw y una está dañada a pesar que acaban de gastarse casi US $100 millones en su reparación y rehabilitación, y Barahona Carbón (53.83 Mw). Estos 283.83 Mw son el 13.5% de nuestras necesidades actuales de 2,100 Mw, suma de la suplida 1,400 KW y la no suplida.
Las Hidroeléctricas con una capacidad total de 542.6 Mw, fueron concebidas en su mayoría como plantas pico y por falta de agua no pueden hacer ese aporte para generación base. Su producción dependerá de la hidrología del año, apareciendo en las estadísticas del 2003 con sólo el 11.47% de la energía total servida.
La realidad penosa de nuestro parque energético, es que debido a la composición de tecnologías poco eficientes y alta dependencia del petróleo, con precios crecientes, sumando a la incertidumbre y dilación de pago por parte del gobierno (riesgo-país), que necesariamente sube costos, tenemos un producto muy caro en la primera fase del negoció. No importa que tengamos unos 3,000 Mw de generación teóricamente disponible, si seguimos encendiendo y despachando plantas ineficientes, el precio del mercado Spot se incrementará a precios insostenibles.
En la actualidad el mercado Spot con sólo un 5%, se mantiene artificialmente a menor costo que el de contrato, por la razón de tener la demanda restringida o secuestrada al 70%, por exigencia de los Organismos Internacionales para hacer competitivo el sector, evitando que entren las plantas más ineficientes y las pérdidas económicas de las Distribuidoras se sigan disparando. Esto origina que se vulnere la ley 125-01 en el Párrafo del Art. 110 “Párrafo.- Con el objetivo de garantizar que los precios de generación representen valores razonables en el mercado eléctrico, La Superintendencia velará que las ventas de electricidad por contratos no podrá ser mayor de ochenta por ciento (80%) de la demanda del sistema”. El SPOT tiende a que los generadores tengan incentivo de invertir en plantas más eficientes. La Superintendencia ha permitido contratos de corto plazo con las plantas mercantes, que si bien son legales, vulneran el 20% obligatorio del Spot, siendo por tanto inconvenientes y bajo este punto de vista ilegales.
Ahora se habla mucho de renegociar los contratos con las generadoras, y la realidad es que hay que hacerlo, pero llevando la credibilidad al sector y sacando de él la politiquería que crea la mayoría de las distorsiones que nos agobian y mantiene en zozobra, que necesariamente encarece el producto en su origen, y para cuando llega al usuario está increíblemente duplicado. Este ambiente posterga cualquier inversión de largo plazo, seria y eficiente en el sector pues necesariamente se requiere de credibilidad, seguridad jurídica y de políticas eléctricas y supervisiones coherentes y serias, con erradicación total de la politiquería y avatares de los gobiernos.
Continuará….
SECTOR ELECTRICO V
Ing. Luis H. Arthur S. http://www.luis.arthur.net/ http://www.luisharthur.blogspot.com/ 20 Octubre 2005
“El día que no aprendo algo de los que me rodean, ese día viví en vano”
Una persona muy versada en el negocio eléctrico, con vínculos en el sector generación, nos comunica su punto de vista al grupo que cada martes nos reunimos y además mantenemos un diálogo interactivo por Internet. Dejemos, con su autorización expresa, que él nos oriente:
“Veamos si es válido el argumento en cuanto a que la esencia del problema eléctrico son las "perdidas de las distribuidoras por bajos índices de facturación y cobrazas y altos costos de generación, por plantas ineficientes". Yo me siento aludido cuando se habla de altos costos de generación, ya que soy un proponente de que el país tenga una canasta de combustibles tan amplia como sea posible de modo que pueda mitigar estas crisis de precios de combustibles que se dan de tiempo en tiempo. Este es un ejercicio un tanto largo, pero que creo que es bastante claro al identificar cual ha sido el problema de visión de las autoridades desde el año 2000 hasta ahora:
Las autoridades durante 5 años se han encargado de renegociar contratos, promover nuevas plantas a carbón y hacer acuerdos de pago de deuda, cuando tenía que ocuparse de gestionar y apoyar la gestión de las distribuidoras. Si comparemos los costos relacionados con la compra y operación de los siguientes tipos de plantas obtenidos del Internet:
* Si fuéramos a comprar una planta en base a una inversión de US$100,000,000
* Tiempo estimado para RD necesario para desarrollar, financiar y construir la planta
- Eólica = 48 meses (incluye tiempo para estudios de viento)
- Carbón = 36 a 46 meses
- LNG (Gan natural) = 12 meses
- Diesel = 15 meses
* Producción anual esperada
- Eólica = 31% * 100,000 kWh * 24 hrs * 365 días = 271,560,000 kWh
- Carbón = 70% * 83,300 kWh * 24 hrs * 365 días = 510,795,600 kWh
- LNG (Gas Natural) = 75% * 170,900 kWh * 24 hrs * 365 días = 1,122,813,000 kWh
- Diesel = 90% * 133,333 kWh * 24 hrs * 365 días = 1,051,197,372 kWh
* Capacidad adquirida o instalada:
- Eólica = 100MW @ US$1,000/MW
- Carbón = 83MW @ US$1,200/MW
- LNG = 171MW @ US$585/MW
- Diesel = 133MW @ US$750/MW
* O&M Fijo Anual y por kWh:
- Eólica $2,500,000 = US$0.00921/kWh
- Carbón = $2,665,600 = US$0.00522/kWh
- LNG = $1,250,000 = US$0.00111/kWh
- Diesel = $1,600,000 = US$0.00152/kWh
* O&M Variable Anual y por kWh:
- Eólica = $0
- Carbón = $3.15/MWh = $0.00315/kWh
- LNG = $2.30/MWh = $0.00230/kWh
- Diesel = $7.18/MWh = $0.00718/kWh
* Amortización Anual y por kWh de la Inversión @ 10 years:
- Eólica = $100,000,000 ÷(271,560,000 kWh por año * 10 años) = $0.0368/kWh
- Carbón = $100,000,000 ÷(510,795,600 kWh por año * 10 años) = $0.01958/kWh
- LNG = $100,000,000 ÷(1,122,813,000 kWh por año * 10 años) = $0.00891/kWh
- Diesel = $100,000,000 ÷(1,051,197,372 kWh por año * 10 años) = $0.00951/kWh
* Costos No Combustible por kWh:
- Eólica = $0.00921/kWh + $0 + $0.0368/kWh = $0.04601/kWh
- Carbón = $0.00522/kWh + $ 0.00315/kWh + $0.01958/kWh = $0.02795/kWh
- LNG = $ 0.00111/kWh + $ 0.00230/kWh + $0.00891/kWh = $0.01232/kWh
- Diesel = $ 0.00152/kWh + $0.00718/kWh + $0.00951/kWh = $0.01821/kWh
* Costos de Combustible por kWh (de la Lista de Mérito del OC para esta semana)
- Eólica = $0
- Carbón = $0.01965/kWh (RD$609.14/MWh declarado para Itabo I)
- LNG = $0.06063/kWh (RD$1,879.58/MWh declarado para AES Andrés)
- Diesel = $0.05807/kWh (RD$1,820.40/MWh declarado para Sultana del Este)
* Costo Total por kWh (todo incluido, sin incluir margen de beneficios y otros costos no incluidos)
- Eólica = $0.04601/kWh
- Carbón = $0.02795/kWh + $0.01965/kWh = $0.04760/kWh
- LNG = $0.06063/kWh + $0.01232/kWh = $0.07295/kWh
- Diesel = $0.05807/kWh + $0.01821/kWh = $0.07628/kWh
* Energía Producida a 40 meses:
- Eólica = 0 kWh (en desarrollo)
- Carbón = 0 kWh (en desarrollo)
- LNG = 2,600,000,000 kWh
- Diesel = 2,200,000,000 kWh
Como se puede apreciar, a más de 3 años y a casi 4 años de la fecha, un proyecto a carbón no tiene ningún impacto en el costo por kWh al que compran las distribuidoras. Aún así, luego de ese período de 40 meses o más (en RD es muy probable que sea aún más) y de invertir US $100 millones, los costos de las distribuidoras sólo se reducirían en sólo 2.5 centavos para esos 100MW de producción que equivale a 8% de la demanda promedio. Obviamente, ese dinero tendría un mayor impacto si fuera invertido en la gestión de cobranzas donde $100 millones compran muchos medidores, camiones, líneas, transformadores, etc.
Ahí es que está "la esencia del problema eléctrico" de hoy y de los próximos años, ya que todos los esfuerzos que se han hecho hasta ahora (cerca de 60 meses post capitalización) han sido tratando de bajar o cambiar los costos de generación y no en mercadear (contratar clientes de forma agresiva y permanente) y cobrar la energía que el sistema produce. Pienso que las plantas que están operando hoy en el sistema son más que "adecuadas" para atender la demanda real, mientras que la capacidad de gerencia, el capital de trabajo y el equipamiento de las distribuidoras no es suficiente para atender el problema comercial de las mismas”.
Continuará…..
SECTOR ELECTRICO VI
Ing. Luis H. Arthur S. http://www.luis.arthur.net/ http://www.luisharthur.blogspot.com/ 20 Octubre 2005
“El día que no aprendo algo de los que me rodean, ese día viví en vano”
Este planteamiento es muy realista y recoge con claridad meridiana la posición de un posible inversionista, que mirando un país con precariedades enormes, politizado y corrupto, mala paga, con señales no claras, lo primero que piensa es instalar el tipo de planta de menor inversión, que tarde menos tiempo en instalarse, que le de a corto plazo más beneficio y le amortice sus equipos en menos tiempo, por si tiene que salir un día corriendo, no dejar tras de si unas plantas sembradas, que son su patrimonio. Es como otro amigo se preguntó, ¿qué haría yo si me piden que instale una planta en Haiti? Yo haría lo mismo.
Y esa es la tragedia, que somos pobres y mal gerenciados, casi fallidos como nación, pero queremos que nos sirvan con la misma seguridad, precio y riesgo que ese inversionista tendría en Alemania, Canadá o Puerto Rico. Y eso es imposible aunque lo dijera el RD-CAFTA. Por eso la capitalización ha sido tan difícil en estos países, donde los generadores de renombre mundial ceden su lugar a desconocidos y a aventureros (Unión Fenosa p.e.), y se convierten en los dueños y señores de nuestro futuro eléctrico (siempre hay excepciones). Hasta para administrar las EDES nacionales se traen extranjeros con sueldo de sueño. A ese paso, pronto tendremos un presidente foráneo, es cuestión de no morirse para verlo.
Un periodista mexicano escribió un artículo donde decía que habían “naciones de verdad”, y habían “naciones de mentira”.
Nuestro amigo invitado del artículo anterior, nos habla que lo más urgente es la Distribución y la Comercialización que están muy descuidadas, hasta tal punto que se pierde el 50% de lo distribuido, por robo, no medición y pérdidas. Estamos de acuerdo con él. Es imperativo que se facture no menos del 90% de la energía comprada, considerando un excesivo 10% como pérdidas técnicas normales del sistema. Si luego el gobierno desea ayudar a los barrios carenciados que significan el 10% aproximadamente, puede pagar sus facturas con el ingreso total o parcial que recibe por la generación hidroeléctrica, o con dinero del presupuesto para acción social.
Esto permitiría que la tarifa disminuya unos cuantos centavos de dólar, y haya menos necesidad e incentivo para seguir robando, ante la imposibilidad de pagar una factura confiscatoria. Hay además que educar, incentivar el ahorro y mantener vigilancia constante y efectiva.
Claro, lo primero es erradicar la corrupción de adentro y de afuera, mandando mensajes judiciales claros, sin componendas con compañeros, con políticos, cotizantes del partido, militares, instituciones gubernamentales, religiosas, municipales. Sin seguir en el pecado de negociar impunidad por gobernabilidad, pues donde el orden y la disciplina no se pueden imponer, el caos lo arropa todo.
Continuará…
SECTOR ELECTRICO VII
Ing. Luis H. Arthur S. http://www.luis.arthur.net/ http://www.luisharthur.blogspot.com/ 20 Octubre 2005
“El día que no aprendo algo de los que me rodean, ese día viví en vano”
Sobre el tema del Sector de Distribución y Comercialización volveremos luego, ahora vamos a seguir con la Generación.
Al país debe interesarle tener plantas que generen al menor costo posible, con el combustible más económico y que tenga un horizonte lejano de posible agotamiento. Con la biomasa, el sol, los vientos y los mares que son nuestros.
Esto tomará tiempo, más que lo que dura cada gobierno, por eso el mejor mérito que pudiese atribuírsele a la privatización de la industria eléctrica debía de ser que la política partidista saque sus manos de ese sector y que el Estado lo dirija y controle a través de los Organismos que la ley establece y señala, sin componendas, sin subsidios.
Anterior a la capitalización del Sector Eléctrico, la CDE preparaba sus planes de expansión, con ayuda de empresas y expertos extranjeros, para poder satisfacer los posibles financiamientos internacionales, y en esos planes, que nunca se cumplieron, se contemplaba el desarrollo armónico del sector basado en el interés nacional. Con la Ley de Electricidad 125-01, el país hizo renuncia de esta facultad soberana de nación y basó su desarrollo en un simple llamado a licitación a los generadores, para satisfacer una demanda determinada, que surge del crecimiento dinámico del sector. Esto es, la demanda actual sin apagones es de 2,100 Mw. Los contratos de largo plazo actuales por el acuerdo de Madrid montan 1,290 Kw por tanto las distribuidoras, respetando el 20% mínimo del mercado Spot pueden hoy licitar para entrar inmediatamente en operación: 2100 x 0.80 – 1290 = 390 Mw. Pero sabiendo que para cuando esa licitación se ponga en operación habrán pasado unos dos años, y la demanda proyectada será de unos 2,500 Mw, entonces podríamos licitar para entrar a generar en el 2007: 2500 x .80 – 1209 = 710 Mw.
Esta licitación sería respondida por los agentes del sector ofertando ampliaciones a sus concesiones con diversas tecnologías, no las que necesariamente al país les convendrían. La única opción para el país, es no aceptar una o todas las ofertas y licitar de nuevo, hasta que alguien se lleve la señal, y si está dispuesto a instalar carbón y ciclo-combinado, por ejemplo, haga una oferta en ese sentido. Si nadie se anima, o no se le dan las garantías que pide, llegará el 2007 y no tendremos generación suficiente o ante la desesperación aceptamos lo que nos oferten, como ha sido la costumbre aun sabiendo que lo barato sale caro. La CDEE contunúa increíblemente contratando IPP como la Pimentel que actualmente se modifica.
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Hace unos días la CDEEE licitó dos plantas de 600 a 700 Mw, para ser instaladas una en el norte y otra en el sur, compuestas de dos plantas cada una, se entiende de una capacidad de 300 o 350 Mw cada unidad, para trabajar como IPP, al 50% de sus respectivas capacidades. La licitación pide que sean a carbón. Algunos dicen que es el traje a la medida que no han podido estrenar.
Hay que esperar la respuesta de todos los agentes que quiera ofertar, y ver en realidad que ofertan, pues en ellos está la decisión de la tecnología y en nosotros la posibilidad del veto.
La pena de esta licitación es que casi no va a beneficiar al público consumidor, sino a la CDEEE.
Continuará…
SECTOR ELECTRICO VIII
Ing. Luis H. Arthur S. http://www.luis.arthur.net/ http://www.luisharthur.blogspot.com/ 20 Octubre 2005
“El día que no aprendo algo de los que me rodean, ese día viví en vano”
Supongamos que la CDEEE recibe las licitaciones esperadas y tantas veces anunciadas, esta vez habiendo escuchado a los tantos que opinamos sobre que plantas de 600 Mw era demasiado grande para el sector, y hasta que el sector crecíera iban, a dar muchos problemas de inestabilidad y a causar muchos apagones generales, aunque como mal menor habíamos estado de acuerdo, siempre que fueran plantas mercantes nuevas a precio de vaca muerta.
Ahora serán de 300 a 350 Mw, lo que es mucho mejor y más racional y manejable. CDEEE contrata como IPP el 50% de esta generación y la otra mitad, esto es 600 Mw, pasa a ser despachado al mercado SPOT, ya que aun las Distribuidoras no han hecho licitación de los 710 Mw a que tienen derecho según la ley, tal como explicamos anteriormente.
La CDEEE recibe esta energía al precio de carbón, digamos US$0.045/Kwh, y lo vende a EDESUR para suplir su contrato actual de largo plazo dentro del Acuerdo de Madrid a US$0.12/Kwh. ¿Qué logró CDEEE? Poder parar a Cogentrix y Smith & Earon, y con el dinero nuevo generado, pagar los US$40 millones a la primera y no se cuanto a la segunda, con una liquidez económica envidiable. ¿Qué logro el público consumidor que paga la energía a US$0.26 el KW? Absolutamente nada…… ¿Quién nos dijo a nosotros que esas plantas eran para resolverle nuestras necesidades de competitividad…..? La CDEEE se midió con la cuchara grande y será feliz….
La otra mitad, podría entrar al mercado Spot por lo menos hasta completar el 20% de la demanda. Esta energía deprimirá aun más los precios de este mercado y logrará un descenso en el coste total del precio que las Distribuidora compran. Digamos que el Spot se pone a US $0.07/Kwh, el costo unitario sería: US $0.12/Kwh x 80% + US $0.07/Kwh x 20% = US $0.11/Kwh. La tarifa podría disminuir por generación 1.0 centavos de dólar.
Si se logra renegociar los contratos y se puede bajar el costo de suministro, entonces la tarifa podría bajar ese total o parte de la rebaja obtenida.
La CDEEE además se compromete a suministrar los terrenos para las plantas en arrendamiento, las líneas de transmisiones necesarias y a suplir el combustible (se debería de aclarar si es sólo el 50% que va con su contrato IPP o el 100% del uso de la planta). Eso trae como corolario, que la CDEEE incurre en responsabilidades gratis, pues quien quita que los terrenos resulten en cualquier momento no adecuados, se inunden, tenga asentamientos o deslaves como pasó en Sánchez, que las líneas de transmisión se retrasen y los IPP le exijan indemnización por responsabilidad y tiempo inútil, que los embarques de carbón pierdan continuidad en cualquier momento o que ellos arguyan que no son de la calidad esperada, etc., etc., etc. Pensando derecho, luce que se quieren comprar broncas gratis. Se supone que tiene los equipos para controlar la contaminación al medio ambiente.
Continuará…
SECTOR ELECTRICO IX
Ing. Luis H. Arthur S. http://www.luis.arthur.net/ http://www.luisharthur.blogspot.com/ 20 Octubre 2005
“El día que no aprendo algo de los que me rodean, ese día viví en vano”
En la CDEEE ha existido la practica de permitir que la obra de líneas de transmisión, sea parte de la responsabilidad del inversionista, en cuanto a su ejecución, y devolverle el dinero invertido con los peajes que el transporte de la energía generará y que en este caso son del orden de US$25 millones o más al año, sin tener que incurrir en más préstamos nacionales, ni en responsabilidades gratis. Con los terrenos no veo porque no se le traspasan directamente. Con el combustible carbón debería ser lo mismo, y si es que el gobierno tiene un crédito con Colombia como se ha dicho, buscar la manera de compensarlo correcta y honestamente, con el dinero que mensualmente tendría que pagarle a la generadora IPP, y depositarlo en el Banco Central para honrar la deuda. De lo contrario se puede armar un arroz con mango en cuanto a saber con que combustible genero los Kwh para suplir su IPP y los mercados de contratos y Spot.
Si CDEEE no contratara esas plantas planta bajo la modalidad ya superada de IPP, sino que las Distribuidoras llamaran a licitación como dice la ley, los nuevos contratos por esos 710 x 0.80 = 578 Mw, que abolirían los antieconómicos apagones, entonces el costo del Kwh unitario sería algo así como:
(1290 x $0.12 + 578 x $0.0495 + 2500 x 20% x $0.07)/2500 = US $0.87364/Kwh
Esta significa una rebaja del 27.2% del precio del Acuerdo de Madrid, y por los próximos años no podríamos aspirar a mejores precios, hasta que los contratos se revisen, venzan o se recompren indemnizando a los generadores afectados.
El precio variará con nuevas plantas que entraran al sistema y por la variaciones en los insumos en la fórmula de indexación.
Este esquema, salvo mejor opinión, ayudaría al mercado eléctrico en general, no únicamente a CDEEE, como luce que será ahora bajo esta modalidad obsoleta y fuera del espíritu de la ley, aunque legal como ya dije.
¿Qué pasaría con los demás generadores? Los de menor mérito seguirían generando, los de méritos altos, no podrían despachar al mercado Spot y tendrían que eficientizar sus equipos o salirse del mercado. Si acaso tuviesen contratos de largo plazo, simplemente comprarían en el mercado Spot y satisfarían sus obligaciones, con un margen que podría ser bueno, regular o malo, dependiendo del precio del mercado Spot y su precio de contrato.
A algunos de ellos, los más económicos de los que no se despachen con una capacidad sumada de unos 300 Mw, habría que mantenerse como reserva fría, para suplir el mantenimiento y posibles averías de las plantas grandes, pagándoles una suma convenientemente acordada.
Como dice otro de los guruses de quien aprendo, si la generación bajara de US$0.12 a US$0.09/Kwh y el valor Agregado de Distribución y Comercialización (VAD) de US$0.10/Kwh a US$0.05/Kwh, lo normal, podrían los usuarios industriales comparar a US$0.14/Kwh. Si el (VAD) se mantiene ineficientemente como está ahora, el precio no bararía para los industriales de US$0.19/Kwh, los demás seguiríamos entre 17 y 26 centavos de dólar. ¡Conformidad se escribe con C de cálmate….!
Con esto concluimos este somero análisis del Sector Generación de nuestro Sistema Eléctrico Interconectado (SENI).
He tratado de mostrar de una manera clara mi criterio y el de muchos otros de los que aprendo a diario y son los que tienen el mayor mérito. Hemos visto lo que tenemos, lo que podemos esperar y los ahorros máximos a que podríamos aspirar en los próximos años.
La idea subyacente es que nadie se haga ilusiones y crea que puede encontrar un culpable favorito. Todos somos culpables. El gobierno en primera instancia por ser el responsable del ordenamiento y control del sector. Los Generadores, que tratan y hasta ahora consiguen sacar los mejores beneficios en este país de arenas movedizas con tantas manos abiertas. La Transmisión, en manos de CDEEE hace lo mismo y licita plantas para su beneficio casi exclusivo, y las Distribuidoras, dos de propiedad privada con el Estado como accionista y una en manos norteamericanas, que luce la peor manejada de todas, tienen unas grandes responsabilidades, pues nosotros, sus clientes, de todos los estratos, colores y sabores, no somos fáciles, y exigimos y gritamos individualmente para que se haga justicia en los otros, no en nosotros, comportándonos como la gatita de María Ramos. ¡Hasta parecemos políticos en busca de a quien echarle la culpa de todo este cáos! Hace 50 años que padecemos estoicamente este problema sin aparente solución.
¡Que pena que todo el pueblo no sea chofer de carro público, pues 200 en la calle hacen temblar al gobierno!
Continuará…
