[dropcap]L[/dropcap]as empresas distribuidoras de electricidad (EDE) han logrado avances significativos en la formalización de clientes. En los últimos dos años redujeron las pérdidas a un 31%, una clara evidencia de dos variables combinadas: la reducción que experimentó la cotización del petróleo y las medidas para mejorar el flujo de caja vía las cobranzas.
Las EDE cuentan con una cartera de 2,149,849 clientes, según un informe a noviembre de 2016 entregado a elDinero por la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE). Estas cifras establecen que la formalización de nuevos contratos ha sido un proceso continuo.
Sin embargo, no todo marcha a la perfección. De esta cantidad, 1,767,477 reciben subsidios en sus facturas, equivalentes a un 82.2%. De hecho, el 66% es beneficiado con una tarifa 42.1% por debajo del precio real, lo que significa que de aplicarse la tarifa técnica cerca de 1,397,000 clientes verían incrementar el monto de sus facturas.
Los datos oficiales establecen que los tramos comprendidos hasta los 300 kilovatios hora reciben subsidios de entre 9.1% y 42.1%. ¿Qué significa esto? Quienes consumen de 301 kilovatios hora en adelante cargan, junto con el Estado, el peso financiero que representan aquellos que no pagan una tarifa real o ajustada a los costos.
Pero hay algo peor. Las EDE les están dando 24 horas de energía a 844,299 clientes subsidiados, lo que también se convierte en una variable de distorsión comercial, especialmente porque no permite valorar el nivel real de avance que pueden experimentar las distribuidoras en materia de cobranzas. Según las cifras a noviembre, hay 1,226,671 clientes que reciben energía en los circuitos clasificación A, o sea, sin apagones.
De acuerdo con los datos, sólo 382,372 clientes pagan la factura real, apenas el 17.8% del total facturado. El informe establece que 923,178 clientes pertenecen a los circuitos B, C, D y E, un 42.9%. Quienes reciben 24 horas de energía con subsidios equivalen al 39.3% del total de clientes de las distribuidoras.
¿A cómo deberían estar pagando la electricidad los clientes que consumen hasta 300 kilovatios hora? La tarifa indexada (real) sería de 7.67 centavos de dólar, pero las EDE cobran 4.44 centavos en los primeros 200 kilos y 6.97 centavos en los siguientes 100 kilos. En el primer caso el subsidio es de 42.1%, mientras que en el segundo es de 9.1%.
¿Quiénes consumen más energía? Las estadísticas entregadas por CDEEE desmontan el mito de que los más pobres son los que menos consumen. Ya sea porque representan la mayor cantidad en la cartera de clientes o por falta de una cultura del ahorro, quienes están ubicados en los tramos hasta 300 kilovatios hora representan el 36.7%, un total absoluto de 256.9 millones de kilovatios hora consumidos en los primeros 11 meses de 2016.
Dentro de la tarifa comercial, hay 31,502 clientes en la baja tensión simple (BTS-2) que consumen más 701 kilovatios hora, para un total de 51.5 millones de kilovatios en los primeros 11 meses del año pasado, un 7.3% del total de la energía factura.
Los clientes con tarifa de baja tensión con demanda (BTD-1) son 8,030, quienes consumieron 161.8 millones de kilovatios hora entre enero y noviembre de 2016, un 23% de la energía facturada.
El vicepresidente ejecutivo de la CDEEE, Rubén Jiménez Bichara, reveló que el 65% de la energía que se factura está telemedida, lo que significa que en los primeros 11 meses del año pasado 456.9 millones de kilovatios fueron facturados sin tener que visitar físicamente a los clientes.
El funcionario explica que el área de distribución tiene más de 20 años de retraso de inversión, lo que su juicio significa que para reducir las pérdidas y dejarlas sólo en el nivel técnico, que pudieran ser 10% o 12%, se necesita invertir en redes, pero eso es un proceso lento. A su entender, sólo así las distribuidoras serán sumamente atractivas y podrán ser vendidas a buen precio.
“Una de las formas de saber cuánta energía se pierde es colocando un aparato en el transformador que mide toda la electricidad que despacha y luego se pasa balance con la factura”, dice Jiménez Bichar, pero indica que el problema es que es necesario hacer fuertes inversiones.
Fusión de las EDE
El vicepresidente ejecutivo de la CDEEE, Rubén Jiménez Bichara, explica que la fusión de las tres distribuidoras de electricidad en una sola empresa tendrá gente a favor y en contra porque también deriva en si deben privatizarse o mantenerse como propiedad del Estado, al menos porque es una actividad comercial.
Refiere que al evaluar estos casos siempre surgen opiniones respeto a que la parte comercial debería estar en manos privados y que la generación, por un asunto de seguridad nacional, debe estar en poder del Estado.
El funcionario entiende que las EDE no son atractivas por su nivel de rentabilidad porque trabajan en déficit, en números rojos y que es apenas en enero de 2017 cuando el balance comercial (diferencia entre compra y venta de energía). Sin embargo, considera que si se logra bajar las pérdidas de 31% a 21% entonces se puede sufragar todo lo otro.
Sin embargo, recuerda que la fusión de las distribuidoras, de todos modos, está en el programa de gobierno y, además, forma parte de los acuerdos que habrán de firmarse en el Pacto Eléctrico, así como la transición de la CDEEE al Ministerio de Energía y Minas, que habrá de convertirse en un holding que administre la parte comercial del sector.
Conversión de plantas
El vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Rubén Jiménez Bichara, explica que cualquier planta de generación puede ser convertida para que funcione con gas natural.
El funcionario recuerda que una central de gas puede construirse en tres años y cuesta un 35% menos que una de carbón.
Afirma que si la central termoeléctrica de Punta Catalina, en la provincia Peravia, hubiese podido ser de gas nadie se mete a construir una planta de carbón. Sin embargo, señala que no hay un solo país de la región que haya logrado un contrato de suministro de gas natural por las condiciones que se necesitan para obtenerlo.
¿Qué implicaría en términos de costos convertir Punta Catalina a gas natural? Jiménez Bichara señala que lo primero que hay que tomar en cuenta es que es necesario construir una terminal para recibir y almacenar el combustible, lo cual resulta muy costoso, lo cual costaría más de US$400 millones.
