La tarifa eléctrica en República Dominicana

Análisis del origen de las diferentes tarifas y de las causas de las distorsiones que se producen  al establecer el pliego tarifario de transición sin aplicar correctamente lo establecido en la Ley 125-01, y lo “pactado”, al determinar  la tarifa de referencia, o tarifa técnica de partida, así como el efecto en el pliego tarifario de considerar como un simple “Pass through” los costos asociados al Precio Medio de Compra de la base tarifaria, sin aplicar lo normado por dicha Ley y su reglamento de aplicación.

La tarifa eléctrica determinada por la Superintendencia de Electricidad (SIE) fija los precios máximos de venta de la energía y potencia de una Empresa de Distribución Eléctrica (EDE) en su zona exclusiva. Cada EDE tiene una cartera de usuarios, o consumidores, contratos de compra de energías y potencia a las empresas generadoras, pérdidas técnicas y otros cargos que le son las únicas. Todos los costos asociados al suministro hasta el punto de retiro del usuario deben ser cubiertos por el precio establecido en las tarifas, o de lo contrario la EDE sería deficitaria desde el punto de vista económico.

Cada EDE por eso debe tener su propia tarifa. En la República Dominicana existen tres Empresas Distribuidoras Eléctricas (EDES), cada una con sus características propias: EDESUR es la que presenta la mejor cartera de consumidores y una alta densidad eléctrica; EDENORTE una cartera de consumidores muy buena, pero una baja densidad eléctrica y EDEESTE una cartera de consumidores mala, pues los mejores han quedado en manos de sistemas aislados, y una densidad eléctrica alta. Se conoce como densidad eléctrica al consumo por usuario y por unidad de área. Así desde el punto de vista conceptual EDESUR debe tener la menor tarifa y EDEESTE la mayor.

El mejor desempeño en los últimos años lo ha tenido EDENORTE, puesto que su plan de gestión de pérdidas, ha sido exitoso: uso de totalizadores en cada centro de transformación, contrastando esa medida contra la de las mediciones de los consumidores conectados al mismo. EDESUR mantiene niveles de pérdidas moderadas, pero sin mejorías; EDEESTE presenta la peor gestión. Las EDES deben centrar su atención en la gestión de pérdidas, siendo prioritario el no dejar servicios sin medición, para reducir las pérdidas no técnicas, y mejorar las redes para reducir las técnicas.

Si bien las pérdidas de energía, técnicas y no técnicas, en las EDES siguen siendo un problema a resolver en el Sistema Eléctrico Dominicano, no es a lo único que se debe gestionar, se debe también gestionar bien el costo de abastecimiento de las EDES, o Precio Medio de Compra (PMC), pues es la base al definir los valores del pliego tarifario. El PMC debe resultar de procesos de licitación competitivos. Otra prioridad debe ser el suministro de energía, en este se observa una notable mejoría. Un consumidor satisfecho del servicio que recibe siempre estará dispuesto a pagarlo.

En términos generales las tarifas se componen de dos valores básicos. Un valor corresponde al costo de abastecimiento (energía y potencia requeridas para suplir la demanda), se trata de una media ponderada de todas las compras  (PMC), y sus gastos asociados, más el Valor Agregado de Distribución (VAD) y sus gastos asociados. Los gastos asociados se refieren a el peaje de transmisión, pagos a las instituciones del Sistema, establecidos mediante la Ley General de Electricidad (LGE). La tarifa se define en función del punto de retiro de la energía, y el punto de retiro en función de las características de la carga, o demanda eléctrica, del consumidor.

Así se definen dos grupos de consumidores en las EDES: Los que retiran energía en Baja Tensión, hasta los 1,000 voltios, y los que lo hacen en Media Tensión, hasta los 34,500 voltios. Si se conecta el consumidor a Baja Tensión el precio de la tarifa debe recoger más pérdidas y el valor tarifario a de ser mayor a si en consumidor se conecta en media tensión. Luego se establecen otras categorías de consumidores dependiendo del tamaño de la carga eléctrica, las cuales definirán tarifas específicas, o bloques, al definir el pliego tarifario. También se pueden desglosar bloques en subbloques, agrupando consumidores con tipos de cargas eléctricas similares, diferenciados de otros consumidores. Cada grupo señalado retira la energía en puntos específicos de la red eléctrica.

Se definen para la baja tensión dos grupos básicos: Baja Tensión Simple (BTS) y Baja Tensión con Demanda (BTD). La diferencia entre ambas es el tamaño de la carga eléctrica conectada a la red, si es mayor a los 10 kW de potencia le corresponderá la tarifa BTD, y si es menor la BTS. En ambos casos la conexión es al mismo nivel de voltaje, con cargas mayores a 10 kW el servicio podría demandar del uso de un transformado exclusivo. Los servicios de BTS se caracterizan por una demanda de potencia eléctrica baja y por eso no se le hace un cargo por demanda de potencia. Son los únicos servicios sin cargo por demanda máxima, no obstante en el valor de la energía ese bloque tarifario existe un cargo ponderado por potencia que se estima como un porcentaje del total en base a los factores de coincidencia de la demanda de los demás bloques tarifarios, a los que si se le factura demanda. Este cargo debe ser siempre bien ponderado para no perjudicar la BTS.

En la BTS el valor del pliego tarifario se corresponde con el valor monómico promedio. Se entiende por valor monómico al valor de la energía más el de la demanda dividido entre el consumo de energía. En todos los otros bloques tarifarios se establece un valor para el componente energía y otro para el componente de potencia por separado, y no el valor monómico, si bien este siempre se puede estimar. El costo de la potencia para suplir la demanda del sistema para cada hora del día se recoge fundamentalmente en las tarifas que presentan cargos por demanda máxima mensual, sin embargo es una mala práctica considerar esa demanda máxima es válida por todo el año, esto debe eliminarse en un nuevo pliego tarifario.

Si la carga excede los 15KVA el consumidor, aún esté conectado en baja tensión, puede optar por la tarifa de Media Tensión con Demanda Uno (MTD1), aplica a grandes consumos residenciales, o de mediados y  grandes comercios. Si la carga eléctrica excede los 45 KVA es obligatorio disponer de un servicio eléctrico trifásico si se trata de un solo consumidor. Los consumidores cuya carga eléctrica sea de tipo industrial se le aplicará la tarifa MTD2, desde los 30 KVA en delta abierta será trifásico y igual a partir de los  45 KVA en Delta o Estrella.

En adición a estas cuatro tarifas existen dos de tipo horario y  se aplican de manera opcional para los que tienen cargo por demanda máxima, la de Baja Tensión con demanda horaria (BTH) y la Media Tensión con Demanda Horaria (MTH). Para establecer estas tarifas se toma en cuenta la variación del costo de suplir la potencia del sistema por hora, con la entrada de plantas que presentan costos de producción mayores, así satisfacer la demanda costará más a ciertas horas del día, llamadas horas pico. Así la energía y la potencia costará más a las horas pico, y menos a las horas no pico, estas últimas se conocen horas valle en el argot técnico. Las tarifas horarias tratan de desalentar el consumo a las horas picos, dando muy buen precio a las horas valles. Por esto los consumidores derivan sus mayores consumos a las horas valles, y a las picos trabajan procesos que demandan poca energía y potencia. En algunos casos se desconectan de la red a dichas horas.

Otros consumidores optan por la Alta Tensión (AT), es decir voltajes de suministros superiores a los 34,500 Voltios. Sin embargo esta categoría de servicio no entra en la tarifa regulada y se corresponde con los niveles de voltaje usados por los llamados Usurarios No Regulados (UNR), por lo general grandes consumidores industriales, que se conectan a 69,000 ó 138,000 voltios con subestaciones propias.

En todos los casos regulados la determinación del precio o valor a aplicar se determinaría así:

VPTbt=PMCbt+VADbt

VPTmt=PMCmt+VADmt

Donde: VPT- Valor Pliego Tarifario; PMC- Precio Medio de Compra; VAD- Valor Agregado de Distribución; bt- baja tensión y mt- media tensión

Un estudio tarifario determina el valor económico del VAD para baja y media tensión, solo pretende establecer los precios de la energía recojan los costos, con cierto grado de utilidad, para las empresas involucradas, considerando que este servicio es regulado, por ser considerado de utilidad pública. Esto nada tiene que ver con si el consumidor es de mayor o menor nivel desde el punto de vista económico. Las ponderaciones sobre esto último son parte de la determinación del pliego tarifario, que es un trabajo, o estudio, complementario al del estudio tarifario en si. Los supuestos del pliego tarifario son de tipo socio económico.

Sin entrar en detalles técnicos numéricos las tarifas establecidas en un pliego tarifario racionalmente concebido irán aumentando en valor de menor a mayor dependiendo de cuanto se aleje el punto de retiro del consumidor de la subestación de distribución, tomando en cuenta las transformaciones eléctricas requeridas, y en algunos casos hasta de la distancia física.

Así: PMCmt es menor al PMCbt ; y  VADmt es menor que VADbt. En consecuencia: MTD es menor que BTD es menor que BTS.

Las consideraciones sociales y económicas crean bloques y subbloques tarifarios, pues no existen diferencias notables entre servicios de baja tensión, ni entre servicios de media tensión, aunque si entre los de baja y media tensión. Así surgen la BTS1 (Residencial) y BTS2 (industrial), la única razón se existir de la BTS2 es subsidiar la BTS1, a su vez hay subbloques en ambas para subsidiar al consumo de los menos de 300 kWh mes, con los de mayor consumo. Lo recomendables es unificar la BTS1 y BTS2, así solo tendríamos la BTS, con subsidio cruzado entre sus subbloques, eliminando el resto del subsidio. Ahora la BTD también contribuye con el subsidio a la BTS1. En la Media Tensión surgen la MTD1 (mediado y gran comercio y gran residencial) y la MTD2 (industrial), atendiendo a  consideraciones económicas se trata de favorecer la industrial sobre la del comercio, toda vez la producción industrial debe competir con el mundo, y la competencia del sector comercial es local. De este modo la MTD2 tendrá valores en el pliego tarifario menores a la MTD1.

Ahora evaluemos que representa en los valores del pliego tarifario los dos componentes básicos del mismo: PMC y VAD. En cualquiera de los casos el valor preponderante lo tendrá el PMC y por eso no debemos concentrarnos solo en el VAD al determinar la tarifa dejando libre el PMC como un “Pass  through”, o costo a pasar, como pretende y ha logrado imponer el oligopolio de la generación eléctrica. Este componente debe ser evaluado, y auditado,  sometiendo su validez al cumplimiento de lo establecido en la Ley General de Electricidad (LGE, Ley 125-01) en su artículo 110; así como la legitimidad del pliego tarifario al cumplimiento de los artículos del 111 al 123 de la referida Ley.

El PMC representa del 75 al 65% de los precios del pliego tarifario, de pendiendo si se trata de media o baja tensión, y por eso no puede verse como un simple costo a pasar, o “Pass  through”, al consumidor. En la estimación del PMC para los fines de determinar el pliego tarifario solo deben entrar las compras de energía y potencia resultantes de procesos de licitación, como lo consigna la LGE. Los despachos forzados que se pudieran evitar con una mejor regulación de parte de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) no deben considerarse en la estimación del PMC, eso debe cubrirlo la ETED.

En adición a lo que se consigna en la Ley 125-01 se debe cumplir con lo acordado en el tema 8 resultante de los debates para el Pacto Eléctrico, de lo contrario el “Pacto” de nada serviría. La UASD no firmó dicho “Pacto” pues quedaban muchos temas esenciales sin tratar, y otros sujetos a interpretaciones en perjuicio de los consumidores, como justamente el tarifario.

Esas interpretaciones ya han generado aumentos de tarifas desproporcionados en los últimos meses, sobre todo en la BTS1 y en particular en los subbloques de consumo de 0-200 kWh mes y de 201-300 kWh mes, los de mayor impacto social, pues en promedio representa casi el 80% de todos los usuarios regulados y los menores ingresos económicos. Así la tarifa BTS1, variable o de transición establecida en el “Pacto”, se determina a partir de la actual ajustándola, pero manteniendo el subsidio cruzado, hasta conseguir el valor promedio definido por la tarifa técnica inicial o de referencia. Esta última no se ha determinado a la fecha, y aunque se hayan usado las resoluciones SIE-106-2019-MEMI y SIE-082-2019-REG para validar una “tarifa de referencia” en las SIE 087-2021TF, SIE 093-2021 TF y siguientes, la SIE a sabiendas que se está incumpliendo la Ley y lo pactado ha ordenado la realización de un estudio tarifario. A esa tarifa de referencia debe definir a partir de lo siguiente:

1. Uso de los parámetros establecidos en el tema 8.2.2.1 literal a, los cuales resumimos a continuación:
   1. Precio medio de compra: suma de los montos de compras entre la suma de la energía comprada. El promedio a octubre de 2021 de las tres EDES era US$0.1080/kWh, o RD$156/kWh. Punto de partida de los ajustes.
   2. Pérdidas distribución de un 15% de la energía (facturar al menos el 85%)
   3. Cobro por el 97% del 85% facturado.
   4. Gastos operativos de las EDES: menos del 10% de lo cobrado (85%*97%)
   5. Tasa de costo de capital para la inversión de cada EDE.
   6. No eliminar el subsidio cruzado dentro de la propia BTS.

Los resultados de aplicar estas premisas se presentan la tabla 1 para cada EDE.

Tabla 1

Fuentes: Pacto Eléctrico – IEUASD

Para establecer el pliego tarifario de transición aplicar y disminuir el impacto en los de menor ingreso:

2. Lo establecido en el tema 8.2.2.1 literal b y c valor para fijar el valor más bajo de la tarifa igual al precio medio de compra, pudiendo ser algo mayor. El precio menor sería de RD$156/kWh, se ha asumido RD$7.08/kWh hasta el consumo de 300 kWh mes, en nuestros cálculos.
3. En el tema 8.2.3.4 se acuerda mejorar la cobertura de programa de asistencia social Bonoluz. Se contempla la aplicación del Bonoluz hasta los consumos mensuales de 100 kWh al mes, mayor consumo de ese se paga, esto implica que no puede existir Bonoluz sin medición.

La resolución SIE 093-2021 TF, y siguientes, al  eliminar el subsidio cruzado, está violando lo “pactado”, de acuerdo a lo indicado en el punto 2.

Si se toma en cuenta la Ley y lo pactado existe una gran diferencia al  aplicar el ajuste A1t al final del periodo para el año 2026, entre los valores tarifarios de la SIE 087-2021TF y resoluciones siguientes, tabla 2, y los resultantes  al dar fiel cumplimento a la Ley y lo “pactado”, tabla 3. Solo hay que comparar los resultados de la tabla 2 y 3 para darse cuenta de esto. Cabe destacar que los ajustes por variación de precios de los combustibles e inflación, contemplados en el ajustador A2t de dicha resolución, no se incluyen en estas tablas por imprevisibles.

Tabla 2: Impacto promedio final sobre las tarifas BTS1, según la SIE 087-2021 TF.

Sub bloque kWh mes	Valor inicial RD$/kWh	Incremento Trimestral RD$/kWh	Valor final RD$/kWh	Incremento total RD$/kWh	Incremento subbloque %	Incremento Acumulado %
0-200	4.44	0.325	11.27	6.83	152.7	152.7
201-300	6.97	0.205	11.27	4.30	61.69	123.12
301-500	10.86	0.020	11.27	0.41	3.78	75.38
501-700	10.86	0.020	11.27	0.41	3.78	54.92
701 o más	11.11	0.008	11.27	0.16	0.73	1.53
Nota: El incremento acumulado es el valor mínimo combinado que corresponde al consumo máximo del sub bloque, en la medida que se acerque al valor inferior del rango tiene al valor del sub bloque anterior.

 

Tabla 3: Impacto promedio final sobre las tarifas BTS1, con la propuesta tarifa referencia presentada por el IEUASD.

Sub bloque kWh mes	Valor inicial RD$/kWh	Incremento Trimestral RD$/kWh	Valor final RD$/kWh	Incremento total RD$/kWh	Incremento subbloque %	Incremento Acumulado %
0-200	4.44	0.126	7.08	2.64	59.48	59.48
201-300	6.97	0.005	7.08	0.11	1.58	40.17
301-500	10.86	-0.122	8.30	-2.56	-23.57	14.67
501-700	10.86	-0.122	8.30	-2.56	-23.57	3.74
701 o más	11.11	0.008	11.27	0.16	0.73	1.53
Nota: El incremento acumulado es el valor mínimo combinado que corresponde al consumo máximo del sub bloque, en la medida que se acerque al valor inferior del rango tiene al valor del sub bloque anterior.

Fuentes tablas 2 y 3: IEUASD

Un aspecto positivo a destacar en medio del efecto negativo de la aplicación de una tarifa de transición mal formulada es el hecho de que se está suministrando por decisión del Gobierno Dominicano más del 97% de la energía demandada por los consumidores, algo nunca logrado.  Esto ha debido ser aprovechado para realizar una campaña masiva de regularización de servicios, instalando medidores para que no queden servicios sin medición.

Otro aspecto a destacar es la reducción de las pérdidas de energía en las empresas distribuidoras eléctricas las cuales al mes de abril de 2022 se sitúan en los valores presentados en la tabla 4. Se alega que han aumentado las pérdidas economías, pero lo cierto es que no se aplican a las  tarifas por completo los aumentos del costo de abastecimiento, o precio medio de compra, de las EDES por el impacto que tendría el mismo en las tarifas y eso se traduce en el lógico aumento de dichas pérdidas.

Tabla 4: Niveles de pérdidas de energía de las EDES a abril de 2022

Fuentes:SIE-EDES

El aumento en el costo de abastecimiento solo se podrá traspasar sin inconvenientes a las tarifas si los mismos fueran el resultado de licitaciones de acuerdo al mandato de la LGE y no como ocurre hasta ahora, donde la mayoría se debe a contratos de corto plazo a veces sin licitación, o a compras en el mercado spot, mas allá a lo que dispone la LGE y su reglamento de aplicación, y los acuerdos del texto para el Pacto Eléctrico, Pacto aún en fase de perfeccionamiento y actualización.

A modo de resumen exponemos lo que desde nuestro punto de vista se debe corregir en la aplicación de la tarifa de transición para que se cumpla con los acuerdos y la LGE:

1. No se está usando una tarifa de referencia correcta. Se debe usar la tarifa técnica como referencia y en su defecto estimarla tal y como se define en el tema 8.2.2.1 literal a del texto para el Pacto Eléctrico.

2. Se elimina el subsidio cruzado por completo en la BTS para el año 2026, algo no contemplado en el texto para el Pacto, que solo hablaba de reducir el subsidio a un subsidio moderado dentro de la BTS y no eliminarlo por completo. Esto esta teniendo un efecto muy marcado para los subbloques hasta los 300 kWh de consumo mensual, tal y como de puede apreciar al comparar los resultados de la tablas 2 y 3.

3. Para determinar el PMC solo se deben considerar los contratos que cumplan con lo establecido en la LGE de licitaciones públicas, con un máximo de un 20% de compras en el mercado spot. Los contratos que no cumplan con ese requisito para los fines tarifarios no deben considerarse en la estimación del PMC, la diferencia entre el precio ofertado por el generador contrata fuera de licitación y el PMC estimado se considerará en el corto plazo como un subsidio a la generación, hasta que se audite los motivos de tales precios y se establezca si los motivos de dicha diferencia se justifican. De lo contrario se revertirá el subsidio.

4. Las empresas de generación eléctricas deben ser sometidas anualmente a auditorias técnicas y económicas, debiendo justificar que han hecho los mejores esfuerzos para conseguir precios de los combustibles en un régimen de competencia, y que sus eficiencias térmicas son las óptimas.

Por último presentamos en la tabla 5 las metas que se comprometieron alcanzar las empresas de distribución en el texto para la firma del Pacto Eléctrico. Como se puede observa existen atrasos, a pesar de la mejoría que se experimenta al mes de abril del año 2022. Esto se debe al retroceso experimentado en el año 2020 y a un desempeño deficiente en la gestión de pérdidas a partir del 2021, por lo que las metas, excepto la disponibilidad que debía rondar a abril los 90.5% y se situaba en el 97%, presentan un atraso de al menos 1 año respecto a lo programado a esa fecha, considerando el aumento de la disponibilidad, siendo EDEESTE la de mayor incumplimiento.

Tabla 5. Metas a lograr por la empresas de distribución eléctricas

 

 Fuente: Pacto Eléctrico

 

Conclusiones :

• Si bien el precio de la energía eléctrica de la tarifa BTS1 debe ser superior a las de media tensión, no se justifica el aumento que las referidas resoluciones establecen para la misma.
• Aunque otros bloques tarifarios también se aumentan, pues se están recogiendo como un “Pass through” todas las ineficiencias del sistema eléctrico y las prácticas del oligopolio en la manipulación de los precios de la generación, es particularmente mayor el impacto del ajuste en el subbloque de 0 a 200 kWh mes, al eliminarse también por completo el subsidio cruzado dentro de la propia BTS.
• El aumento en ese subbloque es 2.587 veces superior al resultante de aplicar correctamente lo reglamentado por la Ley y lo “pactado”.
• Recomendamos volver al orden con el cumplimiento de Ley y lo “pactado”, el servicio eléctrico no es solo un negocio, es en esencia un servicio de utilidad pública sometido a regulación de los precios. La SIE conoce esto, solo debe actuar en consecuencia, como ya lo ha hecho al ordenar el estudio de tarifa técnica.

Bibliografía:

• Costos de producción y márgenes de utilidad en la generación térmica de República Dominicana, editora de Colores, autor José Luis Moreno, 2005, 2da. edición revisada y ampliada.
• Evaluación la Reforma al Negocio Eléctrico Dominicano, editora de Colores, autor José Luis Moreno, 2001, 2da. Edición.
• Resolución SIE 075-2021.TF
• Resolución SIE 087-2021 TF y la aplicación de la SIE 093-2021 TF.
• Resolución SIE 021-2022-TF.
• Informes del IEUASD sobre el efecto de aplicación resoluciones SIE 075-087-093-2021 TF.
• Ley 125-01 y su reglamento de aplicación.
• Documento usado para el Pacto Eléctrico, versión usada para su firma el 24 de febrero de 2021.
• Anuarios del Organismo. Coordinador del SENI,   2000-2020.
• Publicaciones varias del Instituto de Energía, UASD,  1996-2021..
• Energía y Poder, Fondo de Cultura Económica, autora SHARON BEDER, 2005.
• Informes del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Interconectado 2019 y 2020.
• Publicación de la operación del SENI de la Superintendencia de Electricidad, 2019 y 2020.
• Texto para la firma del Pacto Eléctrico. 2017
• Reglamento para la aplicación Pacto Eléctrico, decreto No. 655-21 que establece el Reglamento del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico. octubre 2021