Según el Informe de Operación Real Año 2017 del Organismo Coordinador (OC), en el 2017 la generación eléctrica total fue de 16,326,49 Gwh. Los Cuadros 1 y 2 muestran la distribución de la generación del 2017 por empresas generadoras y por tipo de combustible.
En el 2017, la empresa AES fue la líder en generación eléctrica con una participación de un 38.34%.
El Estado Dominicano, solo con la generación suministrada por la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) y la Empresa Generadora Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID), aporto el 16.30% del total de energía generada en el 2017. Como el Estado es el dueño del 49% de las acciones de las empresas Egeitabo y Egehaina, cuando sumamos el 49% de la generación de esas dos empresas, la participación del Estado aumenta a 28.65%. Egehaina representa el 16.24% de la generación total del 2017.
En el 2017 el 57.09% de la energía generada correspondió a combustibles no derivados del petróleo. Las fuentes renovables, representaron en el 2017 el 16.77% del total de energía eléctrica generada.
AÑO 2020
De acuerdo con informaciones oficiales, en el año 2019 la central termoeléctrica de Punta Catalina entrara en funcionamiento de manera escalonada. Se espera que las dos unidades de generación estén operando a plena carga entre el segundo y tercer trimestre del 2019.
El 2020 será el primer año en el cual las dos (2) unidades de Punta Catalina estén operando todo el año a máxima capacidad. Se estima en unos 5,500 Gwh la generación anual de Punta Catalina.
Se ha afirmado que la entrada en operación de Punta Catalina representara el fin de los apagones en el sistema eléctrico, pudiendo disfrutar la población de energía eléctrica continua 24/7.
En el informe publicado por el OC bajo el título de Programación de la Operación de Largo Plazo Enero 2018-Diciembre 2021 y Anexos, de fecha Noviembre 30 2017, el segundo caso analizado se refiere al pronóstico de la demanda de electricidad abastecida históricamente que figura en la base de dato más un incremento de 14.5% correspondiente a la demanda histórica no abastecida. Este caso corresponde al escenario de abastecimiento total de la demanda de energía eléctrica, es decir cero apagones. Para el 2020, se proyecta una generación anual para el escenario de abastecimiento del 100% de la demanda de electricidad de 21,662.10 Gwh, lo que representa un aumento de 33%, 11% anual, con relación a la energía eléctrica abastecida en el 2017.
Entre el 2006 y el 2017, el suministro de electricidad en esos doce (12) años, ha tenido un crecimiento acumulado de un 34%, a una tasa promedio anual de 2.8%. Para alcanzar en el 2020, el escenario de abastecimiento 100% de la demanda, 24/7, cero apagones, en el periodo de tres (3) años, 2018-2020, deberá producirse un crecimiento similar al ocurrido en el periodo 2006-2017, es decir un crecimiento acumulado cercano al 34%, pero en tres (3) años en lugar de doce (12) años como ha ocurrido. Esto significa, que el crecimiento anual histórico de 2.8% deberá multiplicarse casi cuatro (4) veces, para poder lograr la promesa de que Punta Catalina, eliminara los tediosos y molestosos apagones que tanto irritan y ocasionan perdidas a la población.
Para alcanzar la meta de un suministro de energía eléctrica continuo, sin apagones, primero se deberá producir que las distribuidoras eliminen el déficit financiero crónico que presentan año tras año.
En el escenario de satisfacción del 100% de la demanda de electricidad, no se ha considerado la conversión a gas natural del parque energético de San Pedro de Macorís compuesto por las centrales térmicas que utilizan derivados de petróleo para producir electricidad. Ese parque térmico, está compuesto por las centrales de Cogentrix, Quisqueya I y II, La Sultana del Este y Los Orígenes. El parque energético, localizado en San Pedro de Macorís, posee una capacidad instalada de unos 940 Mw y una generación eléctrica estimada en unos 7,500 Gwh al año.
El escenario estudiado de suministro de electricidad 24/7 sin apagones, se contempla incorporación de 1,191.56 Mw de nueva generación que incluye Punta Catalina con 752 Mw, centrales eólicas con 276.6 Mw y centrales fotovoltaicas o solares con 162.96 Mw.
Los Cuadros 3 y 4 muestran la distribución de la generación proyectada para el 2020 por empresas generadoras y por tipo de combustible.
Para el 2020. según la proyección de energía eléctrica del OC, para el escenario del 100% de abastecimiento de la demanda de energía eléctrica, cero apagones, el Estado solo con CDEEE y Egehid. pasa a ser el mayor productor de energía con un 35.53% de la energía total proyectada. En segundo lugar, se sitúa AES con un 32.54% y en tercer lugar Egehaina con un 15.88%. Cuando al Estado se le suman el 49% de la generación de Egehaina y Egeitabo, entonces la participación del Estado se sitúa en un 47%.
Para el 2020, en el escenario de 100% de abastecimiento de la demanda de energía eléctrica, cero apagones, se proyecta que el 78% de la energía generada corresponda a combustibles no derivados del petróleo. Esto representa un aumento de un 37% con relación a la energía generada en el 2017 con combustibles no derivados del petróleo. En ese mismo escenario, las fuentes renovables, representaran en el 2020 el 14% del total de la energía eléctrica proyectada. Esto representa una disminución de un 16% con relación al 2017.
En el 2020. La energía eléctrica proyectada para plantas de generación utilizando combustibles derivados del petróleo, sufre una reducción de 2,344,21 Gwh, equivalente a una disminución del 33.5%., con relación a la energía eléctrica generada con derivados del petróleo en el 2017.
Entre el 2017 y el 2020, AES (carbón, gas natural), Egehaina (carbón, Fuel Oil No.6, eólica, solar, biomasa), Seaboard (gas natural, Fuel Oil No.6) y CEPP (Fuel Oil No.6), aumentan su producción de energía en un 13%, un 30%, un 4% y en un 18%, respectivamente, lo que significa que la entrada en operación de Punta Catalina no los afecta.
Los mayores generadores privados, Egeitabo e Egehaina, no son afectados por la entrada en operación de Punta Catalina; todo lo contrario, con el crecimiento de la demanda, aumentan su generación con relación al 2017.
Las centrales térmicas, que disminuyen su producción entre el 2017 y 2020, como consecuencia de la entrada en operación de Punta Catalina y de las centrales de generación de energía renovable (eólica y solar), son Cogentrix (100%), San Felipe, antigua Smith and Enron (89%), Monterio (76%) Palamara La Vega (42%), Los Orígenes (25%) y Barrick (23%). Todas estas centrales tienen en común, la utilización de derivados de petróleo (Fuel Oíl 6 y 2), como combustible para la generación de electricidad.
En el caso de Cogentrix y San Felipe, son las plantas de generación más caras del sistema, debido a que opera con Fuel Oil No.2 (diésel) y San Felipe con Fuel Oil No.2 y Fuel Oil No,6 (bunker C). Estas dos (2) centrales, debido a sus altos costos de producción, solo entran a generar en situaciones de extrema emergencia.
En el caso de Los Orígenes, es una central cuyo objetivo principal es satisfacer las necesidades de electricidad del complejo industrial de Cesar Iglesias localizado en San Pedro de Macorís. Los excedentes de electricidad son vendidos al sistema eléctrico nacional interconectado (SENI).
En el caso de Barrick, es una planta de generación cuyo objetivo primordial es producir energía eléctrica para satisfacer las necesidades de la mina de Pueblo Viejo. Los excedentes de electricidad se venden al SENI.
CONVERSION A GAS NATURAL PARQUE TERMICO SAN PEDRO DE MACORIS
El 14 de Mayo del 2018, las empresas AES y Barrick anunciaron un acuerdo mediante el cual AES construirá un gasoducto para transportar gas natural desde la terminal de gas natural localizado en Caucedo, hasta la central Quisqueya I propiedad de Barrick localizada en San Pedro de Macorís. El contrato de suministro es por un periodo de diez (10) años. Quisqueya I está diseñada para poder utilizar, tanto derivados de petróleo como gas natural, como combustible para generar electricidad, sin necesidad de efectuar ninguna modificación a sus equipos. En la actualidad opera con Fuel Oil No.6.
El gasoducto que se construirá tendrá capacidad suficiente para transportar el gas natural que permita la conversión de todo el parque térmico localizado en San Pedro de Macorís, que en la actualidad utiliza derivados del petróleo como combustible para generar electricidad.
Se espera que el gasoducto esté finalizado entre el segundo y tercer trimestre del 2019. A la fecha solo Quisqueya I ha contratado suministro de gas natural con AES.
Una vez las centrales térmicas de San Pedro de Macorís sean convertidas a gas natural, producirán energía a un menor costo, siendo Cogentrix la mayor beneficiaria por el cambio de combustible, ya que en la actualidad opera con Fuel Oil No.2, el combustible más caro que existe para producir electricidad.
Cogentrix, un ciclo combinado de 300 Mw, operando a gas natural, pasaría a ser una de las plantas más eficientes del sistema en la producción de energía eléctrica.
Si se llegase a materializar la conversión a gas natural de los 940 Mw del parque térmico de generación eléctrica de San Pedro de Macorís, el gas natural pasaría a ser el combustible líder en la generación de electricidad en la Republica Dominicana.
Con esta conversión a gas natural del parque térmico de San Pedro de Macorís, la canasta de generación eléctrica en la Republica Dominicana, estaría formada por gas natural, con unos 1,700 Mw de capacidad instalada, carbón, con unos 1,050 Mw de capacidad instalada y las energías renovables (hidroeléctricas, eólicas, fotovoltaicas), con una capacidad instalada de unos 1,000 Mw.
Las centrales de generación de electricidad a base de derivados del petróleo, con una capacidad instalada de unos 500 Mw, pasarían a operar mayormente como reserva fría del sistema eléctrico nacional interconectado, para ser utilizadas solamente en casos de emergencia.
INTERROGANTES
Con una generación estimada de 5,500 Gwh al año, para el 2020 según la proyección de energía eléctrica realizada por el Organismo Coordinador. para un abastecimiento de 100% de la demanda, cero apagones, la generación anual de Punta Catalina representara el 25% de la energía eléctrica proyectada para ese año. A medida que pasen los años, ese porcentaje ira disminuyendo, como consecuencia del crecimiento natural de la demanda.
Como a la fecha no se sabe cuál será el precio monomico (precio de potencia o capacidad + precio energía), a que Punta Catalina venderá la energía producida a las distribuidoras y como se ha dicho que la entrada en operación de Punta Catalina representara una disminución en el precio promedio a que las distribuidoras compran la energía eléctrica a los generadores, uno se pregunta,¿cual deberá ser el precio monomico de venta de Punta Catalina a las distribuidoras, para que una planta generadora que solo representa el 25% de la energía eléctrica total, pueda impactar de manera significativa hacia la baja, el precio promedio de compra del restante 75%?.
Podrá Punta Catalina, como se ha dicho:
- ¿Revertir el déficit financiero que año tras año se produce en las distribuidoras?
- ¿Producir una rebaja en la tarifa eléctrica a los clientes regulados?
- ¿Eliminar los tediosos apagones y que el sistema eléctrico pueda suministrar energía eléctrica a toda la población 24 horas, 7 días a la semana de manera ininterrumpida?
EPILOGO Y COROLARIO
El domingo 2 de Septiembre en una entrevista televisiva en el programa D´Agenda, el administrador de Edesur afirmo que “Punta Catalina no resolverá por si sola los apagones”.
Esta afirmación, firme, categórica y absoluta, de un funcionario calificado, de alta jerarquía en el sector eléctrico estatal, conocedor de la problemática del sector eléctrico por su amplia y larga experiencia de trabajo, responde de manera categórica y absoluta, sin crear dudas, las interrogantes planteadas en el acápite precedente del presente artículo.
No más preguntas. A confesión de partes, relevo de pruebas. Fin de las ilusiones.