El martes pasado, Rubén Bichara reveló que para el 2016 el país necesitará tener en operación nuevas centrales eléctricas que aporten 1,451 megavatios (MW) “adicionales a los que tenemos hoy”, para poder cubrir una demanda estimada que cada año crece en 125 megavatios.
Al día de hoy, esa capacidad se debería estar construyendo, pero el Gobierno sólo trabaja directamente en las dos plantas a carbón de Punta Catalina, y que según el contrato adjudicado al consorcio Odebrecht-Tecnimont-Estrella, aportará en conjunto 674.7 MW, el 46.6% de la generación adicional que se necesita.
La generadora privada AES Dominicana también trabaja en la conversión a ciclo combinado y a gas natural de la planta Dominican Power Partners, la que una vez concluida aportará otros 114 MW. Eso eleva la oferta de nueva generación a un 54.4% de lo que se necesitará en 2016.
Esto significa que la inversión en las dos plantas a carbón sólo viene a mantener, con un retraso de más de un año después de 2016, “el status quo” actual, que sólo cubre lo que se ha dado en estimar en 84% de una demanda que en términos reales, ni el Gobierno, ni las generadoras, ni las distribuidoras conocen, puesto que nunca ha sido cubierta a precios de un mercado abierto.
Para el dominicano común, eso sólo significa que está lejos de alcanzarse aún el momento ansiado de que desaparezcan los apagones. La buena noticia sería que ese problema no empeoraría, que es lo que sucederá si esas obras no se construyen.
También, en un contexto de crecimiento de la demanda, es poco probable que para el 2017 sean sacadas las plantas que operan con fuel oil número dos, que es el más caro. Este es “como la champagne, el fuel oil es lo máximo en costo”, comenta Bichara.
Bernardo Castellanos, experto sobre el sistema eléctrico dominicano, afirma que “en un sistema eléctrico dinámico donde la demanda crece anualmente a un ritmo entre 3% y 5%, la afirmación de que las plantas a carbón desplazarían la generación a base de fuel oil no sería válida”.
A Rubén Bichara se le pregunta: ¿entonces vendrán apagones en 2016? Responde: “Bueno, mientras la demanda crezca, y tu oferta esté frisada, no hay otra lectura”. Explica que la alternativa sería comprar más energía “a los precios de ese parque”, y poner plantas a producir “muy por encima de 20, 25, 30 y de hasta 40 centavos”.
En 2013, el déficit del sector eléctrico fue de US$1,229.7 millones, aunque el precio promedio de compra es 17 centavos de dólar el kilovatio hora (kwh). A ese precio, y con ese déficit generado, la demanda fue cubierta en 84%, según lo declarado por Bichara.
Pero ese déficit es mayor, aclara, porque no incluye las exoneraciones de impuestos a los combustibles para la generación eléctrica. Para ese año se estimó en US$221.7 millones en el gasto tributario, lo que eleva el estimado del déficit en US$1,451.4 millones. Para 2014 se proyecta un monto mayor, dado que en el Presupuesto de 2014 casi se duplica. El monto estimado es de US$427.5 millones.
Así que el precio medio de compra de 17 centavos de dólar por kwh se sostiene bajo un esquema que alimenta una montaña de cientos de millones de dólares anuales en exoneraciones, y por una política que a base de apagones cubre sólo una parte de la demanda. Inyectar electricidad a base de fuel oil, “que es el 60 por ciento de la generación que se compra” cuesta 25 centavos de dólar kwh, afirma.
Agrega que en ocasiones este precio de compra llega hasta los 35, “y en ocasiones 42 centavos” el kwh Una de esas ocasiones fue durante el Mundial de Fútbol 2014, cuando se consideró como políticamente conveniente contribuir a mantener todos los televisores del país encendidos. Y como es costumbre, también lo es en fecha como el 24 y el 31 de diciembre.
Fuente Diariolibre.com
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