[dropcap]L[/dropcap]a reducción coyuntural en los precios internacionales del petróleo y sus derivados ha hecho posible una baja en los costos de la energía que las distribuidoras de electricidad Edenorte, Edesur y EdeEste (EDE) compran a los generadores para luego venderlas a sus clientes.
De hecho, esa reducción ha sido tan favorable que por primera vez en el primer semestre de este año las EDE registraron un margen positivo entre el valor de la compra de energía y lo generado por las ventas.
Lo lamentable de esa situación es que la balanza positiva es solo cuando se compara el valor de compra con lo generado en ventas, no así con los gastos operativos de las EDE.
Las estadísticas así lo demuestran. Por ejemplo, en el año 2012 las distribuidoras de electricidad les facturaban a sus clientes un promedio de US$128.5 millones mensuales, mientras que para el primer semestre de este año la facturación mensual promedio es de US$126.7 millones. Eso indica que, a pesar de que la tarifa eléctrica no ha bajado y de que se ha colocado más energía en redes, las EDE han visto reducir sus niveles de facturación en -1.4%, promedio mensual.
Pero la situación también se expresa en los niveles de cobranzas, pues de 2012 a 2016 el promedio mensual de cómo se redujo en -1.5%. La explicación a esta situación pudiera estar en el hecho de que las tres EDE no han mejorado su capacidad de cobro sobre lo facturado.
Incluso, hace cuatro años, en 2012, las EDE cobraban alrededor del 95% de lo que facturaban a sus clientes. En tanto que en lo que va de este año están cobrando 94.8% de lo que facturan, lo que se traduce en un deterioro en la gestión de cobros en lugar de mejorar.
Esas son algunas de la razones por las que el nivel de pérdidas de las distribuidoras eléctricas se ha reducido en apenas -9.8% en los últimos cuatro años (de 35.5% a 32%) a pesar de que en el mismo período los costos de energía se han reducido en alrededor de -36.3%.
Gastos operativos de las distribuidoras de electricidad
¿Por qué las pérdidas de las EDE no se han reducido en la misma proporción en que han bajado los precios de energía, principal componente de costos, aún sin haber reducido la tarifa eléctrica? La respuesta puede estar expresada en el costo que ha implicado para esas tres empresas su operación regular durante los últimos años.
Las estadísticas publicadas por la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) señalan que en los últimos cuatro años los gastos operativos de las EDE pasaron de un promedio mensual de US$25.8 millones a US$29.6 millones. Esto quiere decir que han aumentado en una proporción de 14.7%, frente a una reducción de pérdidas de apenas -9.6% en el período.
Se infiere, entonces, que la mejoría que muestran las EDE en cuanto a reducción de pérdidas ha sido a un elevado costo en cuanto a gastos operativos. La partida correspondiente a los salarios también se ha incrementado tanto en cantidad de empleados como en gastos de nómina durante el período.
Las EDE tienen el desafío de mejorar su gestión operativa en cuanto a niveles de facturación y de cobranzas, de forma que su eficiencia sea la que dé como resultado una reducción en las pérdidas y no la coyuntura externa de un petróleo barato, que en cualquier momento puede variar su tendencia y retomar las alzas del pasado reciente, con lo que automáticamente llegarían a su fin las cifras de mejoría temporal que exhiben actualmente.
Inversiones
Pero las empresas de distribución eléctrica no solo deben establecer mecanismos de reducción de gastos operativos en áreas donde se pueden hacer recortes; también deben recibir mayor apoyo del Gobierno para el desarrollo de sus planes de inversión en mejoría de redes, instalación de medidores y eficiencia en las cobranzas.
Durante el pasado año 2015 las tres empresas de distribución Edenorte, Edesur y EdeEste realizaron inversiones por un total de US$166 millones, una cantidad insuficiente, pues posiblemente eso era lo que correspondía invertir a cada una de esas empresas de manera individual, ya que así lo requieren las condiciones del instrumental técnico y material con que ofrecen sus servicios.
En el primer semestre de este año la inversión de las EDE llegó a US$80.5 millones, para un incremento de 9.7% frente a lo invertido en igual período del año pasado.
Matriz de generación
La reducción de los precios del petróleo también ha sido motivo para que las EDE pongan énfasis en la compra de energía a generadores que producen con derivados de ese producto como el fuel oil 2 y 6.
Incluso, al observar el pastel de producción energética del país se nota una especie de involución, pues en lugar de reducir la dependencia del petróleo, que en 2012 era el 40.7% de la energía producida, se ha incrementado para pasar a ser casi la mitad del aporte energético con una participación de 49.6% en el primer semestre de este año.
Pero en ese aspecto el Gobierno sí está desarrollando un plan de contingencia con la construcción de dos plantas que generarán alrededor de 720 megavatios con base en carbón mineral en la zona de Punta Catalina, provincia Peravia.
La entrada en operación de esas dos unidades construidas por el Estado, está pautada para finales de 2017 y principios del año 2018. En ese momento es muy probable que el petróleo haya regresado a los niveles de precios cercanos a los US$100 el barril como en el pasado.
Se espera que la participación del carbón mineral con una mayor tajada en el pastel de la producción eléctrica será un garante de reducción y estabilidad de los costos de energía.
Plantas a carbón
El vicepresidente ejecutivo de la CDEEE, Rubén Jiménez Bichara, informó que hasta junio de este año en la construcción de las plantas de Punta Catalina se han invertido alrededor de US$1,300 millones, de los cuales poco más de US$230 millones provienen del financiamiento aprobado por el consorcio financiero italiano Sace.
En tanto que, el resto, más de US$1,000 millones, ha sido invertido por el Gobierno con recursos internos. El funcionario dijo que los trabajos de construcción están avanzados en un 64%, por lo que falta alrededor de un 36% por ejecutar y por lo menos US$700 millones más por invertir.
