FORO ELECTRICO
Por: Ing. Luis H. Arthur S. – www.luis.arthur.net – www.luisharthur.blogspot.com – 8 Abril 2006
Hoy escribía en un correo que la vida es una telaraña, donde los árboles que dan las frutas que lucen más apetitosas muchas veces tienen sus raíces en el pantano.
El problema eléctrico ha desbordado a los gobiernos del país. El actual, en su gestión anterior, creyó que iba a dar un “palo” y poner las bases para que este cáncer se fuera extirpando. Quizás debido a su inexperiencia y al empuje de los organismos internacionales, que ponen a bailar a todos al son de la música de turno, que esta vez fue un regetón, porque lo regaron de a feo.
La capitalización, con toda su dosis de buenas intenciones, fue un desastre, porque los contratos que se ofrecieron a los generadores y distribuidores, eran machotes pre-elaborados, con una famosa fórmula de indexación mal elaborada y lesiva a los intereses nacionales como ya se ha dicho hasta la saciedad. Los generadores sólo aceptaron el potosí que le ofrecían en bandeja de plata. Hoy se desea negociarlos, pero no se puede argumentar mala fe
Los Técnicos de la CDE se dieron cuenta a tiempo. El Ing. Segura lo denunció muchas veces. El se opuso con razones técnicas y económicas a firmar esos contratos. Por delegación y petición expresa del Sr. Presidente y por obediencia partidaria firmó ese adefesio, que llevó la tarifa a casi duplicarse en un año, descapitalizando a las distribuidoras, ampliando el subsidio que teóricamente iba a desaparecer, castigando al consumidor y requiriendo urgentemente del famoso “Acuerdo de Madrid” para evitar el colapso que era inminente. Este cambió la fórmula por una más racional, rebajó el costo del Kwh, pero como ya habían derechos adquiridos, se alargaron los contratos hasta por 15 años. Fue un remiendo.
Nuestro actual Superintendente y el Asesor Energético del poder Ejecutivo, fueron de los que trabajaron en la CREP. Por ello no sorprende que a este “Acuerdo de Madrid” le llamen “contra-reforma”.
En la nebulosa de dimes y diretes, llega el informe interno de la CDEEE parcialmente reseñado la semana pasada por Diario Libre y El Listín Diario, titulado Estrategia propuesta por el Comité de Gestión de Generación para revisar los contratos con los generadores.
Les aseguro que es una joya, y habla bien, muy bien de los técnicos anónimos a quienes la pasión política no ciega, y cuyos trabajos van a parar generalmente al cesto de los papeles inservibles o para usos “non sanctos”. Lo estamos enviando a Clave Digital con el deseo de que lo publiquen completo y todos puedan leerlo y sacar conclusiones. Repito, es un documento oficial filtrado a los medios.
Ahí notarán como la política se ha impuesto a lo técnico. Como se trata de parchar y reparchar lo que había que hacer bien desde el principio o cambiar de cuajo cuando el modelo mostró que íbamos en picada, como bien hizo el laureado Gobernador del Banco Central con la política monetaria errada y cuasi-criminal de las autoridades pasadas. El resultado está la vista. Solo que este tiene alto contenido de pecado propio.
Por eso he abogado porque se corte por lo sano, pero como eso tiene un gran costo político, pues ellos hicieron la mala capitalización. El mismo gobierno se ha auto descalificado con sus acciones erradas, dudando y violentando la Ley 125-01, y perjudicando y descapitalizando a la CDEEE. El resultado está a la vista: El Gobierno ha sido sobrepasado por el problema eléctrico.
Ante esto, y dado que el mismo incide en todo los sectores nacionales, incluida la competitividad nacional ante la inminente entrada del RD-CAFTA, es necesario transparencia y que los que sufren ayuden en lo que puedan. Basado en la transparencia que pregona esta administración, se ha considerado necesario y conveniente hacer un FORO ELECTRICO.
Nos referimos a una serie de reuniones de identificación del problema, su incidencia en todos los sectores y sus posibles soluciones. En este FORO, participarían todos los sectores: gobierno, generadores, distribuidores, trasmisores, asociaciones empresariales y empresarios, sindicatos, consumidores, partidos políticos, universidades, organismos internacionales, academias, ONGs, profesionales, etc., sin la exclusión de ningún sector que quiera participar y aportar. No puede haber protagonismos ni prisa. Todo se llevaría a cabo creando un organismo coordinador, regulador y relator de personas con experiencia e independientes. Al final, unos 6 meses después, se dispondrían de otros 2 meses para redactar el informe final y las directrices que los Dominicanos todos, sin excepción, hemos consensuado y se le pasaría al gobierno para que cuente con un esquema, del que todos seríamos padres y compromisarios, dispuesto a los sacrificios en pos de un plan Nacional coherente y que nos lleve a la mejor solución posible para los dominicanos.
La Asociación de Empresas Industriales de Herrera, a petición de un grupo de técnicos desde hace unos 4 meses está tratando de coordinar y organizar este FORO, que antes de empezar sus trabajos será autónomo. Para ello su presidente ha conversado unas dos o tres veces con el Señor Presidente de la República, con el Secretario Técnico, con La Comisión de Políticas Energéticas, con la CDEEE, con todos los Organismos Internaciones, con ONGs, con Universidades como el Intec, etc. Muchos han mostrado un vivo entusiasmo, pues sería la primera vez que el problema es enfrentado mayormente por dominicanos dolientes. Se está tratando de conseguir los fondos con el Gobierno, que es el representante de todos, de las partidas que ha recibido como préstamo o donación de Organismos Internacionales para estos fines.
No se trata de suplantar al gobierno sino de ayudarlo. Tampoco se trata de que el gobierno que ha mostrado una terrible incapacidad para resolver por 49 años este problema nos siga dando más de lo mismo. La situación se ha tornado tan difícil, y el Gobierno, ante el entusiasmo que ha creado este FORO, anuncia su propio foro, que a plenas luces suena como una forma de no dar participación nacional y buscar solución propia. La mayoría de los participantes anunciados son miembros del sector oficial y personalidades e instituciones extranjeras, no dolientes de lo que sufrimos todos, y muchas veces con amplias raíces en el pantano.
Fin
Anexo: Documento CDEEE
Estrategia propuesta por el Comité de Gestión de Generación para revisar los contratos con los generadores:
1. Antecedentes:
La sostenibilidad económica del Sistema Eléctrico Dominicano no se podrá lograr sin una racionalización de los costos de producción y una transparentización de los mismos de cara al consumidor. Para lograrla se deben afectar los intereses de ciertos grupos, sin lo cual no se podrán resolver las dos paradojas que distorsionan el modelo económico del Sistema Eléctrico:
1. Los usuarios no regulados logran precios mucho más bajos en sus contratos de compra de energía que las empresas distribuidoras.
2. Los auto-productores (sin cogeneración) consiguen generar energía a un valor inferior al que le vende el distribuidor.
Desde el inicio del proceso de capitalización de la CDE se observó un gran desbalance entre las utilidades que presentaban las empresas de generación y las pérdidas de las empresas distribuidoras, debido a la aplicación de los contratos de compra-venta mal estructurados, elaborados durante la fase previa a la capitalización de la CDE. Estos contratos por sí solos, se convirtieron en el principal escollo en la sostenibilidad del proceso de reforma del Sistema Eléctrico Dominicano.
Luego de seis (6) años de operación bajo administración privada, las distribuidoras deberían haber alcanzado un índice de cobranzas del 80% para considerar su labor como efectiva, sin embargo, las EDES están en peores condiciones que antes de la capitalización, siendo esto un caso digno de estudio.
2.- Diagnóstico sobre los problemas en la aplicación de los precios base y fórmulas de indexación, en los contratos de compra-venta de energía de la capitalización y su adendum, el Acuerdo de Madrid.
El problema de los precios en los contratos de compra-venta de energía originales de la capitalización, fue provocado al indexar la totalidad del valor original de la energía por el incremento del Índice de Precios al Consumidor de los Estado Unidos, (IPC USA , de todas las ciudades y todas las partidas) y a la vez indexar la totalidad de dicho valor por el incremento del precio del combustible, usando sólo como referencia el fuel oil # 2, en lugar de un cóctel de los combustibles realmente usados, en proporción a su participación en la producción de la energía.
Esto produjo en corto tiempo un sobre ajuste en los precios de venta de los generadores a las distribuidoras, lo cual aceleró la descapitalización de las empresas de distribución e imposibilitó disponer de recursos para enfrentar las tareas requeridas para mejorar sus índices de cobranzas.
Por otro lado, los contratos iniciales presentaban valores para el pago de la potencia sobrevaluados en algo más de un 30%, en relación al aceptable en el mercado internacional en esos momentos.
En ese momento lo que se le planteó a la Comisión de Reforma de la Empresa Pública (CREP) fue el descomponer el valor de la energía en un componente relacionado con la Operación y el Mantenimiento (O&M) y otro relacionado con el Combustible. Se aplicaría como indexador del componente de O&M, la variación del IPC USA, y como indexador del componente de combustible la variación del precio del combustible. Esto último en base a un cóctel de los combustibles realmente usados, a los precios reales de adquisición de los mismos, teniendo como techo los precios internacionales del mercado spot de los combustibles. Sin embargo, estas recomendaciones no fueron aceptadas por la CREP.
A continuación se presentan como ilustración, los resultados de la aplicación de ambos conceptos. Los valores están referidos a las condiciones imperantes en agosto del 2004, fecha para la cual hubiesen expirados los contratos de compra-venta de energía iniciales, firmados al momento del traspaso de las empresas a los socios ganadores de la Licitación del Proceso de Capitalización.
Análisis comparativo del modelo de la CREP en relación al que le fue propuesto
A. Modelo de la CREP:
Nota: En esta tabla, la cual sirve de base para las operaciones de compra-venta, la energía se ve como un todo, O&M + combustible.
Las fórmulas de indexación originales de estos contratos fueron:
Potencia: A = IPC2 / IPC1
Energía: B = (IPC 2 / IPC1) (PB2 /21.42)
Donde:
A: Factor multiplicador de potencia
B: Factor multiplicador de energía
PB2: Precio fuel oil No.2.
21.42: Precio fuel oil No.2 de referencia en US$/Bbl.
IPC2: Índice de precios al consumidor U.S.A . actual
IPC1: Índice de precios al consumidor U.S.A , agosto 99 (IPC1 = 163.3)
En la propuesta se recomendaba dividir el valor de la energía en dos componentes, el de O&M (numerador) y el combustible (denominador) y se reducía el pago de potencia en alrededor de un 30%. También se cambiaba la fórmula de indexación de la siguiente forma:
Fórmula de indexación propuesta.
Para el O&M y Potencia:
A = IPC2/ IPC1
Para el combustible:
B = 0.36 (PB2/21.42) + 0.54 (PB6/16.07) + 0.1 (IPC 2/IPC1)
Los coeficientes de B representaban la proporción de los combustibles usados al momento de la Capitalización, pero se modificarían con el uso real de los combustibles, mes por mes y así como con el uso de nuevos combustibles.
Donde:
A: Factor multiplicador potencia y O&M
B: Factor multiplicador de energía
PB2: Precio fuel oil No.2
PB6: Precio fuel oil No.6
21.42: Precio fuel oil No.2 de referencia en US$/Bbl.
16.07: Precio fuel oil No.6 de referencia en US$/Bbl.
IPC2: Índice de precios al consumidor U.S.A . actual
IPC1: Índice de precios al consumidor U.S.A , agosto 99 (IPC1 = 163.3)
Nota: Esta fórmula para aplicarse en la actualidad debe modificarse para que incluya el uso de carbón y gas natural, luego para la situación actual el valor de B debe ser menor al resultante por esta fórmula.
C. Análisis comparativo entre el modelo CREP y el Propuesto
Si aplicamos los valores correspondientes al mes de agosto del 2004, para ambos casos, usando como referencia:
IPC = 187.4 ; F6 = 25.225 US$/Bbl ; F2 = 48.23 US$/Bbl
Usando para el análisis los valores correspondientes al caso del D.N., Zona Sur:
C-1 Según los contratos de la CREP:
Valor medio energía: 4.35 ¢US/Kw-h
Valor medio potencia: 8.93 US$/Kw-mes
Indexación:
Energía = 4.35 (187.4/163.3) (48.23/21.42) = 11.2343 ¢US/Kw-h
Potencia = 8.93 US$/Kw-mes (187.4/163.3) = 10.2479 US$ /Kw-mes (2.0054 ¢US/Kw-h)
Valor monómico resultante: Potencia + Energía = 13.24 ¢US/Kw-h
C-2 Según lo propuesto:
Valor medio energía: Combustible 2.84 ¢US/Kw-h y O & M 1-41¢US/Kw-h
Valor medio potencia: 5.16 US$/Kw-mes
Indexación:
Energía componente combustible = 2.84 (0.36 (48.23/21.42) + 0.54 (25.225/16.07) + 0.1 (187.4/163.4) = 5.04 ¢US/Kw-h
Energía componente O&M = 1.41 (187.4/163.4) = 1.62 ¢US/Kw-h
Potencia = 5.16 (187.4/163.3) = 5.92 US$/Kw-mes (1.16 ¢US/Kw-h)
Valor monómico resultante: Energía componente combustible + Energía componente O&M + Potencia = 7.82 ¢US/Kw-h
Este valor seria aún menor si se aplican en el indexador B las proporciones correspondientes al uso del carbón y gas natural.
La diferencia entre los contratos de la CREP y lo propuesto para el mes de agosto 2004 representó un valor de: 5.42 ¢US/Kw-h. Si el costo monómico de abastecimiento máximo para las EDES, luego de la Capitalización, hubiese sido 7.82 ¢US/Kw-h, en lugar de 13.24 ¢US/Kw-h, las EDES no se hubieran descapitalizado y no habría sido necesario el Acuerdo de Madrid y el hablar de la insostenibilidad económica del Sistema Eléctrico Dominicano hubiera quedado en el pasado. Se puede observar que aún sin aplicar en el indexador B los valores relativos al carbón y el gas natural, el precio monómico de lo que se propuso a la CREP es menor en 1.68¢US/Kw-h al logrado por el Acuerdo de Madrid y si se tomara en cuenta el uso de estos nuevos combustibles la diferencia llegaría a casi 3.00 ¢US/Kw-h.
Por estas distorsiones precisamente y por el reconocimiento tácito de las mismas, se comenzaron a ensayar soluciones desde muy temprano, luego de la capitalización, como la de un subsidio a las distribuidoras en el año 1999, luego el subsidiar las compras de combustibles de los generadores, al final del año 2000, para hacer igual a la unidad (1), el factor de indexación por combustible (B) y con esto evitar en parte la sobre indexación. Finalmente en el año 2001 se concibe el llamado Acuerdo de Madrid.
El Acuerdo de Madrid redujo el valor de los precios base de la energía y en algo el valor de la potencia, mejorando la fórmula de indexación, pero sin llegar a los valores que se debieron alcanzar, con una simple revisión de las fórmulas, a todas luces mal estructuradas, las cuales en el fondo todos reconocían como absurdas.
Los agentes del mercado (generadores) trataron de sacar otra vez ventajas de esta "renegociación" la cual debió ser una simple revisión de los valores iniciales de los contratos y por eso dicho acuerdo no llegó a los valores que se habían planteado inicialmente para la revisión de los contratos, la cual pudo consistir en simplemente dividir la energía en sus componentes de costo O&M y combustible, así como reducir en un 30% el pago por potencia.
En el Acuerdo de Madrid se usó un precio base de referencia para los combustibles por encima de los que regían para ese momento en los mercados internacionales. En el caso del fuel oil # 6, US$1/Bbl de menos y en el carbón unos US$10/Tm.
Entendemos que los cambios incorporados en el Acuerdo de Madrid debieron ser resultado de una simple revisión de los contratos de la Capitalización, pues resultaba evidente desde el punto de vista técnico, la existencia de un error elemental en la fórmula de indexación, así como en los valores usados para reconocer la potencia.
No obstante sus inconvenientes, el Acuerdo de Madrid logró bajar el monómico de 13.24 ¢US/Kw-h a 9.50 ¢US/Kw-h, tomando como base los valores de referencia de agosto del 2004, pero la reducción no fue suficiente para balancear el modelo macroeconómico del Sistema Eléctrico Dominicano, definido en la capitalización.
Uno de los principales problemas al aplicar la enmienda, además de los valores base usados, es que el Acuerdo de Madrid usó una fórmula polinómica para desglosar los componentes de O&M y combustible, la cual suponía una relación constante entre ambos componentes. Esta indexación es sólo exacta para cortos periodos de tiempo, pero inadecuada técnicamente para períodos de tiempos mayores, pues supone el comportamiento del precio de la energía como una función lineal, cuando en realidad es una función no lineal.
La formulación para la indexación en el Acuerdo de Madrid, aunque se parece a la propuesta inicialmente a la CREP, es decir que divide el componente O&M y del combustible, no indexa igual, pues supone, como señalamos anteriormente, una proporción constante entre O&M y Combustible, algo irreal en la práctica. En consecuencia, recomendamos retomar el planteamiento inicial para la indexación de ambos componentes por separado, descomponiendo la energía en sus dos componentes. Esto debe realizarse para todas las plantas del Sistema. Las propuestas por bloque (EGE HAINA y EGE ITABO) deben formularse en base a la media ponderada por grupo de plantas, tomando para el cálculo, la energía a suplir por cada planta.
En cambio algo que sí resulta factible de agrupar es el pago por capacidad y el O&M en una fórmula polinómica por un periodo de tiempo mayor, pues sus variabilidades son similares y se pueden asumir comportamientos lineales.
Por esta razón se incluye en las tablas preparadas por el Comité de Generación, una fórmula polinómica para reconocer pagos de potencia y O&M, usando un precio base, al cual se llamó Precio de Transformación de Energía (PTE). Se propone en la fórmula polinómica, sólo indexar el componente de O&M y no del pago de potencia.
Tal proposición se motiva en que los valores relacionados con el pago de potencia, una parte van al costo, como parte de la amortización del financiamiento, otra parte a la depreciación acumulada (siendo un componente del costo) y el resto es parte de la tasa de retorno objetivo del aporte capital, la cual determina el precio de venta, dando el margen de utilidad esperado para obtener la TIR. En consecuencia si se indexa el pago de potencia o capacidad se contribuye a la indexación de la TIR, aumentándola.
3.- Evaluación de los sobreprecios que se producen en la aplicación del Acuerdo de Madrid.
Si procedemos a evaluar el Acuerdo de Madrid, en base a los datos utilizados para conformar sus precios por tipo de planta, llegamos a los valores presentados en el cuadro A.
El primer valor corresponde a la TIR con que se negoció el Acuerdo y los otros valores se corresponden con la aplicación de los indexadores propuestos en el Acuerdo por aumento del precio de combustible, los cuales se usan para determinar el valor monómico del precio de venta al distribuidor. Luego se procede al cálculo de la TIR nueva del proyecto, con el nuevo precio de venta resultante de la indexación.
Cuadro A
De los datos contenidos del cuadro A, podemos ver, tomando como modelo la Sultana del Este, que al inicio del Acuerdo de Madrid, para un valor monómico de la energía de 6.466 ¢US/Kw-h, a 17US$/Bbl, la Tasa Interna de Retorno era de 52%. Para una TIR de 15% y al mismo precio del combustible, el valor monómico de la energía es de 4.50 ¢US/Kw-h, arrojando un sobre precio inicial de 1.97 ¢US/Kw-h. De la misma manera, al incrementarse el precio del combustible a 38 US$/Bbl y 45 US$/Bbl, la TIR pasa a 78% y 92% respectivamente, por lo que el incremento en el precio del combustible trae consigo un aumento en la TIR para el generador, lo que es un contra sentido.
El aumento de la TIR responde a un incremento del valor de componente de energía más allá de lo razonable para recoger el incremento del precio del combustible, por la mala estructuración de la fórmula de indexación, pues el valor de 0.7 que indexa el componente combustible no se corresponde con el aporte referente del mismo en el precio base de la energía. Esto es un error común a todas las centrales que aportan energía al Sistema Eléctrico Dominicano a través del Acuerdo de Madrid.
En el cuadro B se muestra el efecto de la sobre indexación y el incremento de precios que se producen manteniendo la misma tasa interna de retorno inicial. En los cuadros D y E se muestra en detalle cuales debieron ser los valores razonables para los diferentes componentes de costo, planta por planta.
Cuadro B
4 – Incumplimiento del Acuerdo de Madrid
Cabe destacar que los valores para la energía y la potencia consignadas como precios base en el Acuerdo de Madrid suponían el uso de todas las plantas existentes, siendo en realidad una media ponderada. En la práctica las empresas EGE-HAINA y EGE-ITABO, luego de un tiempo comenzaron sólo a usar las plantas de costo variable más bajos, cubriendo la energía de sus contratos con compras en el Mercado Spot a precios más bajos que los de sus propios costos de producción, por lo que en la práctica no cumplieron con sus compromisos iniciales de suplir el Mercado con energía propia, a los precios convenidos.
Con las plantas realmente en uso el valor de la media ponderada de la energía y potencia debió ser sustancialmente menor como se puede colegir del cuadro A, si se toma como base los motores versus las plantas a vapor a fuel oil # 6, o los motores versus las plantas a vapor a carbón.
En el caso de EGE-HAINA, en la práctica casi toda su energía la produjo con la Sultana del Este y la planta de Barahona a Carbón, mientras indexaba en base a una planta a vapor con fuel oil #6, usando el precio base de la media de todas las plantas, que debían usar, para garantizar el suministro convenido en el Acuerdo de Madrid.
Un simple análisis de lo anterior conduce a sobreestimar el precio de venta inicial de la energía del Acuerdo de Madrid para la energía suplida por EGE-HAINA en el orden de 1.00 ¢US/Kw-h y de unos 1.39¢US/Kw-h para el caso de la energía por EGE-ITABO, sin tomar en cuenta la distorsiones en los precios base y los problemas de la indexación. En adicción a lo anterior EGEHAINA, indexa la energía producida por le Central Barahona Carbón, como si se usara fuel oil #6.
En el cuadro BB se muestra el grado de incumplimiento del Acuerdo de Madrid, pudiéndose observar que las empresas EGE-HAINA y EGE-ITABO dejan de aportar cerca de 500 Mw., que lo suplen comprando en el Mercado Spot, el cual por resolución de la Superintendencia de Electricidad presenta un precio artificialmente bajo, dando esto como resultado excelentes beneficios para las empresas anteriores, aunque se perjudica a la CDEEE, que es el principal aportador de energía del mercado Spot.
Cuadro BB
En la práctica el Acuerdo de Madrid se ha violado y carece en consecuencia de validez. El Mercado Spot no está concebido para que sea usado de manera regular por los agentes del mercado con contratos para cubrir sus compromisos contractuales, si los mismos no son capaces de cubrir sus contratos con plantas propias. El Mercado Spot en cambio existe para ser usado ante inconvenientes eventuales.
5.- Evaluación de otros contratos con los generadores fuera del Acuerdo de Madrid
Otro aspecto que debe mover la atención de la Comisión de Renegociación de los Contratos con los Generadores es el de las pérdidas que se originan por mantener los contratos de los actuales IPP´s (Compañía Eléctrica San Pedro de Macorís, CESPM y SMITH & ENRON COGENERATION LIMITED PARTNERSHIP), de igual modo se debe evaluar el resultado de manejar la energía aportada por AES, Andrés, a través de contrato de DPP con EDEESTE.
En el cuadro C se muestran las pérdidas resultantes de mantenerse estos contratos sin ninguna revisión.
Cuadro C
Pasaremos ahora a evaluar las modificaciones esenciales que se deben realizar a los contratos de los dos IPP´s vigentes, para que se ajusten a los valores más competitivos.
5-1.- Contrato con la Compañía Eléctrica San Pedro de Macorís (CESPM)
En este contrato deben revisarse los siguientes puntos:
1º. Pago por Capacidad, el cual se debe reducir entre un 15 y 20%. En este
contrato no se especifica un pago por O&M, el cual se engloba en el cuadro B, donde se muestra sólo el efecto de la sobre indexación, manteniendo la misma TIR del Acuerdo de Madrid.
En los cuadros B y E, se dan detalles para todas las plantas del sistema cuales deberán ser los valores reales para los diferente componentes de costo.
2º. Compensación de combustible por despacho a baja capacidad. En la actualidad se realizó para la central, pero debe hacerse por planta.
3º. Comisión por compra de combustible, por la fórmula del contrato, la cual representa alrededor de un 15% del valor C&F del combustible.
Sobre el tema del combustible se debe evaluar el cambio a gas natural o a carbón gasificado, el Comité recomienda más este último combustible.
De lo mostrado en el cuadro C, para una tasa interna de retorno de 15% y el precio de fuel oil No.2 a 79.17 US$/Bbl, CESPM le vende la energía a la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) por contrato a 13.07 ¢US/Kw-h, para la media del 2005 teniendo ésta que venderla en el mercado SPOT a 9.7239 ¢US/Kw-h , arrojando una pérdida de 3.35 ¢US/Kw-h, que para una energía mensual de 142.4 Gwh, representa una pérdida de 4.85 millones de dólares al mes.
5-2.- Contrato con la Compañía Smith & Enron
En la revisión del contrato de la empresa Smith & Enron se deben lograr los siguientes objetivos:
1º. Reducir el pago por capacidad entre un 30 y 40%, reduciendo en esta proporción el múltiplo de base.
2º. Reducir el pago de O&M fijo en un 30%
3º. Eliminar las comisiones en la compra de combustibles y a la vez eliminar el llamado O&M variable II.
Con esto se lograría colocar el precio de venta en un valor cercano al del mercado. La meta para este caso es lograr que la CDEEE si bien no gane, al menos no pierda con la operación de esta central.
Debe aclarar además algunos puntos del contrato que en la actualidad generan disputas, como el de la cantidad de energía excusable por el mantenimiento programado anual. También lo relativo al cálculo del precio de fuel oil # 2, usado en la facturación.
Este contrato termina en el 2011, en lo relativo a la obligación contractual, aunque puede ser extendido hasta el 2015, pero sin el pago por capacidad.
Del mismo modo que en el caso de CESPM, según lo mostrado en el cuadro C para una Tasa Interna de Retorno del 15% y el precio del combustible mixto (f2 y f6) a 56 US$/Bbl promedio, la CDEEE compra la energía a 13.6¢US/Kw-h, para la media del 2005 y la vende en el mercado Spot a 9.7239 ¢US/Kw-h, con una pérdida por este concepto de 3.88 ¢US/Kw-h, lo que equivale a 3.4 millones de dólares al mes para una generación de 87.8 Gwh.
En el anexo 2 se recogen las recomendaciones y minutas de las reuniones de las comisiones designadas en la CDEEE para revisar los contratos de CESPM y la Smith & Enron.
6.- Estrategia propuesta para la revisión de los contratos:
Existe un principio general en derecho que reza así: Nadie está obligado a lo imposible. La totalidad de estos contratos establecen precios para la venta de energía que imposibilitan la sostenibilidad económica del mercado.
En consecuencia, es imposible lograr la sostenibilidad económica del Sistema Eléctrico Dominicano, si no se transparentan los costos de la generación para fijar precios, basando los mismos en márgenes de utilidad razonables.
Los contratos presentan vicios en las fórmulas de indexación, fácilmente demostrables, como se ha analizado en los puntos 2 y 3. También presentan precios base, que no se corresponden con los aceptables de acuerdo a las prácticas prudentes del negocio eléctrico a nivel internacional.
Tomado en cuenta lo anterior se propone dividir la revisión de los contratos en dos aspectos:
1er. Aspecto: Corregir los efectos de la distorsionada fórmula de indexación, de forma que se mantenga la TIR inicial.
2do. Aspecto: Corregir el precio base del Acuerdo de Madrid, sustentándolo en los valores que resulten del análisis de las prácticas prudentes de la industria eléctrica, usadas a nivel internacional.
Dentro de las premisas a usar para ambos aspectos están: el diferenciar el componente de combustible del de O&M y no indexar el pago por capacidad. De esta forma se llegarían a los precios que serían razonables para ambas parte, vendedor y comprador.
La propuesta conduciría a la conversión del Acuerdo de Madrid, en un Acuerdo de Transformación de Energía (ATE), donde se suministre el combustible sobre la base de un compromiso de entrega de energía, usando como base para el mismo, el régimen térmico de las plantas. En la propuesta para determinar el PTE no se está incluyendo cargos por depreciación de los equipos, pues se ha considerado que en los seis años transcurridos desde el momento de la capitalización por los altos precios de venta establecidos en el mercado de mayoristas, esto ha sido cubierto con creces.
En el ATE se definiría un Precio de Transformación de Energía (PTE) para cada planta, según el detalle que se presenta en el cuadro D. Con esto se le podría sacar provecho al Acuerdo de PETRO CARIBE y se ganaría el tiempo requerido para sustituir los derivados del petróleo por carbón térmico en la generación de electricidad.
El ATE propuesto sería por un período de dos años al cabo del cual se licitaría el 50% de la energía comprometida en el mismo y dos años después el restante. A partir de esta fecha se debería cumplir de manera regular con lo establecido en el artículo 110 de la Ley 125-01.
Cuadro D
Cuadro E
A continuación detallamos las fórmulas usadas en el Acuerdo de Madrid y las que proponemos usar en su lugar, las cuales sirvieron de base para el análisis, cuyos resultados se muestran en los cuadros D y E. Para las plantas del Acuerdo de Madrid el cuadro D y para las de afuera del Acuerdo, el cuadro E.
Presentación Fórmulas del Acuerdo de Madrid y las propuestas para sustituirla.
1) Fórmulas del Acuerdo de Madrid.
1-a Fórmulas para las plantas que utilizan como combustible carbón térmico.
P = Po ( 0,6 Ai / Ao + 0,4 C1 / Co) + pago por capacidad * Ai / Ao , en donde
P = precio de la energía
Po = (U$cent5,2/ Kwh.), precio iniciar de la energía
0,6 = factor correspondiente asumido a O& M y beneficios
A1 = índice de precio del consumidor de los USA en el momento se ejecuta el pago
Ao = índice de precio del consumidor de los USA del año base
0,4 = factor correspondiente asumido al % que representaba el combustible en el costo de la energía en KWH.
Ci = precio del combustible en el momento de pago en US$/Ton
Co = precio base del combustible US$28.35/Ton
1-b Fórmula para las plantas que operan a base de Combustible liquido ( FO6 y FO2).
P = Po ( 0,3 Ai / Ao + 0,7 C1 / Co) + pago por capacidad * Ai / Ao , en donde
P = precio de la energía
Po = (U$cent5,5/ Kwh.), precio iniciar de la energía
03 = factor correspondiente asumido a O& M y beneficios
A1 = índice de precio del consumidor de los USA en el momento se ejecuta el pago
Ao = índice de precio del consumidor de los USA del año base
0,7 = factor correspondiente asumido al % que representaba el combustible en el costo de la energía en KWH.
Ci = precio del combustible en el momento de pago en US$/Bbl
Co = precio base del combustible US$17/Bbl
2) Las fórmulas que proponemos para reemplazar las del Acuerdo de Madrid.
Estas se usarían de acuerdo a la tecnología de cada tipo de planta, donde:
P = precio por KWH, al momento de pago
PTE = valor propuesto de pago por KWH
KI = factor que representa el componente de inversión
K2 = factor que representa el pago de O&M + beneficios
IPCa = índice de precio del consumidor de los EEUU al momento de pago
IPCr = índice de precio del consumidor de los EEUU al inicio del contrato
2-a Caso Carbón Térmico.
P = PTE ( K1 + K2 IPCa / IPCr)
PTE = 2,73 ; K1 = 0,476 ; K2 = 0,524
2-b Caso Motor a FO6.
P = PTE ( K1 + K2 IPCa / IPCr)
PTE = 2,33 ; K1 = 0,703 ; K2 = 0,297
2-c Caso Planta de vapor a FO6.
P = PTE ( K1 + K2 IPCa / IPCr)
PTE = 1,18 ; K1 = 0,256 ; K2 = 0,744
El soporte de las consideraciones utilizadas para realizar las propuestas anteriores se muestran en el anexo 3. En todos los casos el componente de costo por combustible se evaluaría por separado. El valor del PTE, recoge sólo los valores relativos al pago de capacidad y O&M mediante una fórmula polinómica. Sólo se indexaría por el IPC1 el componente relativo al O&M, no se incluye la depreciación de los equipos en el PTE.
Queda por definir si el combustible lo supliría la CDEEE o cada producto. El Comité sugiere que lo supla el Gobierno mediante el Acuerdo de Petro Caribe, creando una empresa que se podría llamar PETROENERGIA. Con esto se evitarían las distorsiones que se producen por los precios sobrevaluados en la adquisición de los combustibles, los cuales aumentan el precio monómico final, al ser usados en el numerador del indexador por incremento del precio del combustible, sobre indexando.
7- Resultados Esperados
Con las modificaciones propuestas para los indexadores y la adecuación de los precios base utilizados en el Acuerdo de Madrid, y otros contratos, se podrían llegar a obtener reducciones en los costos de abastecimiento de las EDES entre US$ 423 y US$ 507 millones al año, dependiendo de la cantidad de energía que se supla en el 2006, como se detalla en el cuadro F.
Con la reducción de los costos de abastecimiento las EDES se podría eliminar el subsidio que aporta el Gobierno, el cual va a parar a los generadores, para cubrir el sobreprecio en la venta de energía a las distribuidoras.
El consumidor, hasta ahora olvidado en todos los Acuerdos, debería percibir alguna mejoría tanto en la calidad, como en el precio de la energía.
Sin esta percepción resultaría muy difícil la labor de las Empresas de Distribución de Electricidad en la necesaria reducción de perdidas, para mejorar el índice de cobranzas. Sugerimos que parte de lo que se logre reducir del costo de abastecimiento se traduzca en una disminución de la tarifa del mercado regulado, con lo que consideramos se facilitaría la labor de cobros de las EDES, según la experiencia Dominicana.
Un pequeño análisis de la repercusión de la reducción del costo de abastecimiento en el precio final al consumidor se detalla a continuación como colofón de lo propuesto.
INFLUENCIA DEL PRECIO DE LA GENERACIÓN SOBRE LA TARIFA ELECTRICA AL USUARIO FINAL
13.8 Kv
138 Kv
138 Kv
12.5 Kv
240/120 V, BT
Inyección
Retiro
PG
PR
Leyenda:
PG = Precio base de la generación
PR = Precio de la energía retirada, postrada en el punto de consumo
BT = Baja tensión
EM = Valor a agregar al precio de inyección por pérdidas técnicas y no técnicas referido al punto de retiro
MC: margen de comercialización
VA D – T = Valor agregado distribución – transmisión
PMTBT = Precio medio de la tarifa en baja tensión
IC = Índice de cobranzas
ESTIMACION DEL PRECIO PARA LA ENERGÍA RETIRADA EN BAJA TENSIÓN
Ejemplo 1 : Asumiendo un precio de la energía inyectada (PG ) de 8 ¢US/Kw-h y un índice de cobranzas (IC) de 0.50
PG = 8 ¢US/Kw-h
IC = 0.5 (Energía cobrada/Energía inyectada)
PR = P G/IC = 8/0.5 =16 ¢US/Kw-h (Valor de la energía inyectada referida al punto de retiro)
VALOR A AGREGAR AL PRECIO DE INYECCIÓN DE ENERGIA POR PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TECNICAS REFERIDO AL PUNTO DE RETIRO (EM)
EM = PR - PG = 16 – 8 = 8 ¢US/Kw-h
MARGEN DE COMERCIALIZACIÓN (MC)
MC = k2 x 1.65 / IC = 1.65 /0.5 = 3.30 ¢US/Kw-h
VALOR AGREGADO TRANSMISIÓN + DISTRIBUCIÓN (VA D – T)
VAD – T = EM + MC =8 + 3.30 = 11.30 ¢US/Kw-h
PRECIO MEDIO DE LA TARIFA EN BAJA TENSIÓN (PMT BT), PARA BAJA TENSIÓN
PMTBT = PG + VAD – T = 8 + 11.30 = 19.30 ¢US/Kw-h
Ejemplo 2 : Asumiendo una reducción de 2 ¢US/Kw-h en el precio de la energía inyectada con el mismo IC.
PG = 6 ¢US/Kw-h
IC = 0.5 (Energía cobrada/Energía inyectada)
PR = P G/IC = 6/0.5 =12 ¢US/Kw-h (Valor de la energía inyectada referida al punto de retiro)
VALOR A AGREGAR AL PRECIO DE INYECCIÓN DE ENERGIA POR PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TECNICAS REFERIDO AL PUNTO DE RETIRO (EM)
EM = PR - PG = 12 – 6 = 6 ¢US/Kw-h
MARGEN DE COMERCIALIZACIÓN (MC)
MC = k2 x 1.65 / IC = 1.65/0.5 = 3.30 ¢US/Kw-h
VALOR AGREGADO TRANSMISIÓN + DISTRIBUCIÓN (VA D – T)
VAD – T = EM + MC =6 + 3.30 = 9.30 ¢US/Kw-h
PRECIO MEDIO DE LA TARIFA EN BAJA TENSIÓN (PMT BT), PARA BAJA TENSIÓN
PMTBT = PG + VAD – T = 6 + 9.30 = 15.30 ¢US/Kw-h
Diferencia en los precios al consumidor:
DPBT = PMTBT1 - PMTBT2 = 19.30 – 15.30 = 4.0 ¢US/Kw-h
Como se puede observar, dejando el mismo margen al distribuidor, para que pueda realizar exitosamente su gestión, se puede reducir la tarifa media en baja tensión en 4 ¢US/Kw-h , 2 ¢US/Kw-h producto del VA D – T y 2 ¢US/Kw-h por la reducción del costo de abastecimiento del distribuidor, para este caso.
Ejemplo 3 : con un precio de 8 ¢US/Kw-h en la energía inyectada y un IC =0.80
PG = 8 ¢US/Kw-h
IC = 0.80 (Energía cobrada/Energía inyectada)
PR = P G/IC = 8/0.80 =10 ¢US/Kw-h (Valor de la energía inyectada referida al punto de retiro)
VALOR A AGREGAR AL PRECIO DE INYECCIÓNDE ENERGIA POR PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TECNICAS REFERIDO AL PUNTO DE RETIRO (EM)
EM = PR - PG = 10 – 8 = 2 ¢US/Kw-h
MARGEN DE COMERCIALIZACIÓN (MC)
MC = k2 x 1.65 / IC = 1.65/0.80 = 2.06 ¢US/Kw-h
VALOR AGREGADO TRANSMISIÓN + DISTRIBUCIÓN (VA D – T)
VAD – T = EM + MC =2.0 + 2.06 = 4.06 ¢US/Kw-h
PRECIO MEDIO DE LA TARIFA EN BAJA TENSIÓN (PMT BT), PARA BAJA TENSIÓN
PMTBT = PG + VAD – T = 8 + 4.06 = 12.06 ¢US/Kw-h
Este valor debió ser el de la tarifa si las pérdidas técnicas y no técnicas representaran un 20%, meta a lograr por las EDES para el tercer año de la capitalización, tomando como base un precio para la energía inyectada (P G = 8 ¢US/Kw-h) . En precio elevado al consumidor siempre ha dificultado la gestión de cobro de las EDES.
