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La República lunes, 02 de agosto de 2021

Enfoque

El reto de generación eléctrica de Abinader

  • El reto de generación eléctrica de Abinader
Jaime Aristy Escuder
Santo Domingo, RD

En los años 2024 y 2025 habrá una crisis de generación eléctrica en la República Dominicana. En ese período aumentará el precio del mercado spot o se incrementarán los apagones, a menos que el gobierno acelere la instalación de nueva y eficiente generación de electricidad.

La entrada en operación de la Central Termoeléctrica Punta Catalina (CTPC), así como la conversión a gas natural de CESPM y de las unidades Quisqueya I & II, aumentó significativamente la oferta de energía eléctrica de base entre 2019 y 2020. Esa oferta más competitiva disminuyó el precio de electricidad de contrato y del mercado spot, mejorando la posición financiera de las empresas distribuidoras de electricidad (EDE), lo cual es clave para la sostenibilidad de la deuda pública. Lamentablemente, a partir de 2024 habrá una necesidad de electricidad que no podrá ser satisfecha adecuadamente por la falta de nueva generación competitiva que debería estar disponible a partir del primer trimestre de ese año.

El gobierno del presidente Abinader tiene el reto de mantener un apropiado ritmo de expansión de la oferta de electricidad, que sea proporcional al incremento previsto de la demanda del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

Asumiendo que se mantiene el mismo patrón de suministro de electricidad de parte de las EDE, se estima que en el período 2021-2024 la demanda de electricidad crecerá a un ritmo anual que implica una potencia adicional cada año entre 125 MW y 150 MW.  Eso significa que para inicios del año 2024 el SENI necesita disponer de una potencia adicional cercana a 450 MW que, además, sea eficiente y competitiva. Si esa nueva oferta de electricidad no se instala oportunamente habría que gestionar la demanda a partir de 2024, es decir, realizar cortes de electricidad. Otra opción sería utilizar motores a fuel oil, lo cual elevaría el precio del mercado spot, deteriorando la posición financiera de las EDE.

El Ministerio de Energía y Minas apuesta a que la próxima gran fuente de energía base lo será el proyecto de generación a gas natural de ciclo combinado que se instalaría en Manzanillo, Montecristi. Dado el cronograma de ejecución de esa licitación y asumiendo un período de nueve meses para obtener el financiamiento y desarrollar la ingeniería del proyecto, que consta de una terminal de gas y dos bloques independientes de generación cada uno de 400 MW, se puede estimar que ese proyecto de generación entraría en línea, si no hay retrasos significativos, lo cual es poco probable, a inicios de 2026.

La realización de los estudios medioambientales, la obtención de todos los permisos requeridos, el análisis de la calidad y acondicionamiento del terreno, la construcción de las obras marítimas, la disponibilidad de financiamiento de esa iniciativa privada y la discusión sobre la necesidad de un contrato de compra de energía con garantía soberana son aspectos que pudieran retrasar el inicio, construcción y terminación del proyecto. En consecuencia, es muy probable que en el período 2024-2025 se registre un déficit de energía eléctrica a precios competitivos, lo cual aumentaría el precio del mercado spot y elevaría el déficit financiero de las EDE. Ese resultado acentuaría el déficit fiscal y empujaría hacia arriba el nivel de endeudamiento público.

El gobierno del presidente Abinader debe explorar otra opción para aumentar la disponibilidad de energía base a precios competitivos antes de 2026. Una licitación de energía sin restricción geográfica y basada en gas natural permitiría una instalación más rápida y con menor nivel de inversión y, en consecuencia, sería capaz de suplir electricidad a un precio más bajo que el que supliría el proyecto de Manzanillo. Las especificaciones de esa licitación sin restricción geográfica y expedita deben ser: un ciclo combinado a gas natural con capacidad entre 400MW y 450 MW, que cubra la demanda esperada, con un precio de energía eléctrica monómico más competitivo que los contratos suscritos por las EDE para proyectos renovables, y que inicie operaciones en el primer trimestre de 2024.

La nueva planta de generación eléctrica podría instalarse en cualquier parte del país. No obstante, es lógico que, mientras más cerca se encuentre del mayor centro de demanda eléctrica del pais, que es el Distrito Nacional, y del suministro de gas de AES Andrés, donde la empresa ENADOM construye un nuevo tanque para almacenar 120 mil metros cúbicos de gas natural, pues mayor viabilidad financiera y técnica tendría. En ese sentido, muchas empresas, locales e internacionales, estarían interesadas en participar en una licitación bajo esas condiciones de certidumbre.

Debe destacarse que esa nueva generación sería superior a la producción de las centrales actuales que operan a gas natural y a precios más competitivos. Considerando la existencia de gasoductos de gas natural que actualmente recorren 85 Km lineales, habrá también muchas oportunidades de contar con accesos a terrenos en condiciones también muy competitivas, desde San Pedro de Macoris hasta el Distrito Nacional.

El capital que pudiera requerirse para instalar esa planta oscilaría en el entorno de 1.33 millones de dólares por MW, para un total de 600 millones de dólares, suma que incluiría la inversión necesaria en líneas de transmisión para evacuar adecuadamente esa cantidad de energía. Un proyecto de esa naturaleza podría ser inaugurado a inicios del año 2024, lo cual permitiría abastecer a precios competitivos la demanda de electricidad que se crearía en el período 2024-2025 y que no podrá abastecer el proyecto de Manzanillo hasta, por lo menos, el año 2026.

Es muy probable que el precio monómico de la electricidad a ser generada por esa expansión de energía base estaría entre 78 y 86 dólares por MWh. Ese precio es menor al monómico del proyecto de generación que se construiría en Manzanillo -que se colocará en el entorno de los 100 dólares por MWh- debido al aprovechamiento de economías de escala. Con un contrato de compra de energía de 10 años se podría realizar con cierta facilidad el cierre financiero del proyecto, el cual tendría además la ventaja de la posición financiera de las empresas que lo construirían.  En contraste, el financiamiento del proyecto de licitación de Manzanillo, que debe rondar la cifra de 1.5 billones de dólares, será más complejo, pues pocas empresas pueden levantar ese nivel de deuda sobre sus resultados financieros.

La opción que aquí se propone brindaría un mejor resultado financiero para las EDE que el que arrojaría suplir la electricidad en ese período 2024-2025 con generadores ineficientes que utilicen fuel oil, a menos que se gestione la demanda de electricidad, aumentando la cantidad y duración de los apagones. Si esa nueva generación a gas natural no comienza a funcionar en 2024, se registraría un precio del mercado spot promedio en el período 2024-2025 de 74.7 dólares por MWh, lo cual representa 7.7 dólares por MWh por encima del precio promedio que se pudiera obtener si se construyese la planta de generación de 450 MW para que inicie su generación en el primer trimestre de 2024. La falta de esa energía eléctrica provocaría un déficit adicional entre 300 a 400 millones de dólares para las EDE y el gobierno dominicano, con el agravante de que el impacto financiero pudiese ser peor debido a la disminución de la reserva operativa y a la elevada volatilidad del precio internacional del fuel oil.

Por último, debe tomarse en consideración que la entrada de esa nueva generación, además de ahorrar centenares de millones de dólares a las distribuidoras de electricidad, que se traduciría en menor subsidio eléctrico, también disminuiría la necesidad de que los dos bloques de generación del proyecto de Manzanillo comiencen a operar simultáneamente. Esto le daría oportunidad de que se construya el primer bloque de generación de 400 MW y la terminal de gas, el cual se prevé sea más fácil de financiar y, cuatro años después -alrededor del año 2031- pudiese entrar el segundo bloque de generación de 400 MW. A mi entender, esa sería la ruta de expansión óptima de generación del SENI.