Financiero y administrativo: los retos del sector eléctrico dominicano
Una vez más, los apagones vuelven a acaparar titulares. La salida de varias generadoras, tanto por mantenimiento como por otras fallas, causa interrupciones que afectan a miles de dominicanos. Aunque forman parte del diario vivir, en esta ocasión tomaron mayor relevancia. El déficit de generación se colocó en cerca de 800 megavatios (Mw) por la salida de las plantas Itabo II, Los Mina V, Los Mina VII y la Unidad 1 de la Central Termoeléctrica Punta Catalina (CTPC).
Ese no es el único inconveniente. En todo caso sería solo “la punta de iceberg”. El director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, enumera otras limitaciones. “Hay un esquema antiguo que hay trabajarlo y va a llevar tiempo”, explicó.
El funcionario sostuvo que uno de los mayores retos que enfrenta el sector eléctrico dominicano es que no existe la cultura de pago de la energía. “Las contribuciones están muy bajas todavía, hay que crear un mecanismo educativo para que los usuarios del servicio paguen por lo que consumen”, expresó.
Además de lograr que el sistema de pagos de energía sea efectivo, indicó que se enfrentan a un esquema deficitario, que “viene arrastrando déficit desde hace muchos años”. Ambas situaciones implicaron altos costos al Estado dominicano.
En uno de sus recientes informes, Fitch Ratings detalló que las amortizaciones de la deuda interna denominada en dólares estadounidenses de las empresas eléctricas públicas dominicanas para 2007-2021 ascendieron a US$9,785 millones. Eso representó el 10.3% del producto interno bruto (PIB) de 2021 o un promedio del 0.8% del PIB anual. El total de la amortización representa el 29% de la deuda externa del Gobierno.
El plan ahora es convertir ese sistema, en el mediano plazo, en uno financieramente viable, a pesar de no contar con “suficiente generación”, añade el titular de la CNE, para agregar que es el otro reto a superar. Recordó que el Gobierno decidió que las empresas distribuidoras abastezcan el 98% a 99% de la demanda de electricidad, incluyendo sectores donde no se paga el servicio. Hasta el 2020 se abastecía alrededor del 85%, mientras al restante 15% se le aplicaba horarios de gestión de demanda, es decir, apagones programados.
Soluciones
Aunque, en su opinión, se necesita un cambio cultural que promueva en todos los dominicanos el pago por el servicio eléctrico, desde la CNE están tomando las acciones para atraer inversión en nueva generación. “Algunas plantas van a entrar en el mediano plazo, en el transcurso de este año. Otras ya en el largo plazo”, detalla, al tiempo que explica que se trata de fuentes renovables con una inversión de hasta US$800 millones.
Explicó que viene el plan que ya anunció la Superintendencia de Electricidad, en un plazo de cuatro años, hacia el 2026, un desmonte gradual del subsidio que ya comenzó en el 2021 con ajustes a la tarifa eléctrica. Esta metodología busca no impactar “de sorpresa” la economía personal e individual de los consumidores.
El gran objetivo es la recuperación de la economía y abastecer el 100%. Para alcanzarlo también se necesita invertir en distribución. “La falta de planificación nos ha llevado a tener apagones, pero también a que las empresas de distribución sean deficitarias”, comentó.
Ante tal panorama, la acción inmediata fue retomar la organización. “Hay un Plan Energético Nacional y estamos trabajando en el montaje del segundo. La ley manda a que sea actualizado cada año en función de los desbalances de demanda que puede haber. Por el flujo de la población, por instalación de nuevas industrias, por debilidades que ya existen o por nuevo proyecto que vengan de renovables”, sostiene Veras.
En ese orden, también el plan debe ajustarse a las situaciones financieras mundiales, lo que está pasando con el petróleo, el gas natural y el carbón mineral. A partir de ahí, el Gobierno ha decidido autorizar una licitación de emergencia y se adjudicó unos 400 Mw adicionales que ya están en proceso de contratación para que puedan instalarse en el corto plazo. Esto indica que hay unas tres o cuatro plantas que se van a instalar entre junio y octubre, señaló.
Otras soluciones que vienen a futuro implican las concesiones de energías renovables con sistemas de baterías para poder administrar la energía que se va a producir con el sol. También declaró a elDinero que hay un proyecto en la zona de Manzanillo, provincia Montecristi, donde se van a instalar 800 Mw. Pero estarían entrando entre 2025 y 2026, “mirando también la demanda hacia el futuro, y ya fueron adjudicados”, agregó.
“Nunca va a ser tan fácil administrar una reserva que te permita aguantar lo que nos pasó en las últimas semanas”, lamentó. Asimismo, calificó el tema de “muy difícil”, porque la energía es un negocio. No obstante, alentó a tener mejor coordinación y dar los mantenimientos en el momento que se debe.
Conciencia
Aunque reiteró que necesitan que la población pague por el servicio, confirmó que las empresas distribuidoras tienen indicadores de cuáles barrios pagan menos. Indicó que tienen conocimiento de los circuitos de los que obtienen una recuperación de efectivo satisfactoria y los que son deficitarios.
Acerca de la metodología que beneficiaba a los sectores que pagaban el servicio eléctrico en detrimento de los que no lo hacen, señaló que era “discriminatorio”, razón por la cual eliminaron ese sistema. “Había una clasificación de los circuitos A, B, C y D en función del nivel de cobranza. Eso se eliminó”, sostuvo Veras.
Ahora, si ocurre algún apagón esporádico es por una falla de generación y los apagones van a depender de los balances de carga que tenga técnicamente el sistema.