SANTO DOMINGO,R.D.- Algunos comentaristas se han referido a los aspectos del suministro de electricidad a la planta de Pueblo Viejo acordados entre el Estado Dominicano y Pueblo Viejo Dominicana Corporation (PVDC) en el proyecto de Segunda Enmienda al Acuerdo Especial de Arrendamiento de Derechos Mineros.
En este artículo presentamos algunas informaciones que permitirán tener una idea más clara sobre los acuerdos arribados.
En el 2007, PVDC había previsto contratar con otra empresa el suministro de electricidad a la planta.
La empresa generadora construiría una planta de carbón cerca de Palenque y vendería su energía, bajo contrato, a PVDC. Las negociaciones entre PVDC y la empresa generadora fracasaron, lo que llevó a PVDC a formular un nuevo esquema.
El nuevo plan, adoptado en el 2008, consistía en el uso coordinado de tres generadoras existentes: Monte Río, Barcaza Estrella del Mar y Barcaza Estrella del Norte.
Este plan requería la construcción de un muelle en la costa de la parcela de Monte Río, el dragado de lugares para atracar las barcazas y la construcción de la infraestructura eléctrica para permitir que las tres generadoras operasen en conjunto y transmitieran electricidad, a través de una subestación común, a la línea de transmisión.
Contemplaba también la construcción de una línea de transmisión de 122 kms desde la subestación hasta la mina.
Cambios en los límites de los parques nacionales introducidos por el Estado, la existencia de un hábitat de manatíes, tortugas y hierba del mar, la necesidad de nuevas inversiones para mitigar ruidos y emisiones ante el traslado de las plantas demandado por Medio Ambiente (MA), y el requisito de MA de que la línea de transmisión sólo cruzara un parque nacional y no el valle entre dos, aumentaba considerable no solo la inversión requerida para suministrar energía a la mina, sino también la incertidumbre del suministro en el momento de puesta en marcha de la explotación minera, pues se requeriría de licencias que sólo podían otorgarse, luego del Estado haber concluido los planes de manejo de los parques nacionales correspondientes.
Como si esto fuera poco, el plan no agregaba generación a la red. Todo lo contrario, desviaba fuentes de consumo público hacia la planta de PVDC, lo que afectaría la oferta de electricidad a los hogares y empresas del país.
PVDC concluyó además que sería mejor desde un punto de vista económico y ambiental, utilizar gas natural licuado (GNL) como combustible. Sin embargo, la conversión futura de Monte Río y las dos barcazas a GNL no era viable.
Adicionalmente, las tres plantas tenían que operar al 90 por ciento de su capacidad para poder suplir la demanda pico instalada (179 MW) de la mina, una meta difícil de alcanzar dado el desempeño pasado de estas generadoras. Se requería buscar generación adicional.
Fue eso lo que llevó a PVDC en el 2011 a tomar la decisión de construir la planta Quisqueya I, en San Pedro de Macorís, inaugurada ayer por el Presidente Danilo Medina junto con la planta Quisqueya II de EGEHaina.
El plan definitivo de suministro de energía a la mina ahorraba recursos al no tener que construir una línea de transmisión a través de altas montañas escarpadas, aumentaba la posibilidad de obtener a tiempo los permisos de MA, podía ejecutarse en un plazo de tiempo más predecible, agregaría nueva energía al sistema, y dado que es una planta de combustible dual, funcionaría con GNL una vez esté disponible en términos económicamente favorables.
Vistos los antecedentes, pasemos a explicar los puntos principales de los acuerdos alcanzados entre el Estado dominicano y PVDC en lo referente al suministro de energía a la mina de Pueblo Viejo.
El primer punto fue la elección de Quisqueya I como la única infraestructura eléctrica que el Estado dominicano aceptará como parte del proyecto, y por tanto, como activo a ser depreciado.
Todos los demás activos eléctricos existentes a la fecha de la entrada en operación de Quisqueya I, específicamente la planta de Monte Río, las barcazas Estrella del Norte y Estrella del Mar, los terrenos aledaños a la planta Monte Río, y los costos del tramo de línea no construido entre Monte Río y Piedra Blanca, con un valor de US$181.1 millones, serán sacados de la partida de inversiones del proyecto y no podrán ser depreciados dentro del mismo.
Al reducirse los gastos de depreciación, aumentan las bases tributarias sobre las que se aplican el impuesto sobre la renta y el impuesto de la participación de las utilidades netas (PUN).
El segundo punto acordado fue el relativo a la venta del excedente de energía de la planta Quisqueya I. PVDC consumirá en promedio unos 150 MW de energía. Dado que la planta Quisqueya I genera 215MW, PVDC dispondrá de un excedente de unos 50 MW.
Las partes acordaron que PVDC podrá vender ese excedente de energía de Quisqueya I al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), acogiéndose a las normas y regulaciones que establezca el Organismo Coordinador del SENI y la Superintendencia de Electricidad.
Se acordó también que los beneficios y utilidades netas que generen las ventas de energía de PVDC al SENI, se considerarán dentro del proyecto y por tanto, estarán sujetos al pago del impuesto sobre la renta del 25% y del PUN del 28.75%. Para que se comprenda mejor lo anterior, si PVDC percibiese un beneficio de US$50 millones al año en sus ventas de energía al SENI, el Estado cobraría US$24.9 millones en forma de impuesto sobre la renta y PUN.
PVDC, como se advierte, terminaría pagando casi el doble de impuestos sobre beneficios y utilidades netas (49.74%) que una empresa generadora de electricidad que tributa únicamente el 29% de impuesto sobre la renta.
Uno de los puntos más importantes acordados por PVDC y el Estado dominicano fue el relativo al uso de la línea de transmisión construida por PVDC para suministrar electricidad a la mina.
Las partes acordaron que PVDC permitirá que la planta Quisqueya II de EGEHAINA, empresa en la cual el Estado Dominicano es propietario del 62.15% de las acciones, utilice cualquier capacidad disponible en la línea de transmisión de PVDC, para suministrar energía al SENI.
Con los acuerdos sobre la venta del excedente de energía de Quisqueya I y el uso de la línea de transmisión de PVDC por parte de Quisqueya II, a partir de esta semana, el SENI estará beneficiándose de la inyección de 265 MW (50 de Quisqueya I y 215 de Quisqueya II).
A pesar de que inicialmente Quisqueya I y II utilizarán Fuel Oil #6, ambas generarán a un costo por debajo de los costos de las últimas plantas que son autorizadas a vender (despachadas) en el mercado spot. La inyección de energía que el Parque Quisqueya hará al SENI, provocará una reducción de 3 centavos de dólar en el precio de la energía en el mercado spot, lo que contribuirá a reducir el déficit del sector eléctrico.
Las partes acordaron que la planta Quisqueya I sustituiría el Fuel Oil #6 por GNL en caso de que el país tenga acceso a GNL a un precio que garantice una generación a menor costo y resulte por tanto factible comercialmente la sustitución.
Las partes concluyeron que la sustitución de Fuel Oil #6 por GNL podría reducir sensiblemente los gastos de electricidad de PVDC, y por tanto, elevar los beneficios para PVDC y los impuestos a recibir por el Estado dominicano.
En la inauguración de ayer, EGEHaina anunció proyectos trascendentales que permitirán no sólo al parque Quisqueya operar con GNL sino también, la conversión a GNL de CESPM y otras generadoras de la zona.
A algunos analistas les ha llamado la atención que el Estado, en el acuerdo alcanzado, otorga a PVDC una concesión de 40 años para vender a través del SENI excedentes de la electricidad generada por Quisqueya I, sujeto al cumplimiento de la normativa legal vigente.
¿Aceptaría algún empresario nacional o extranjero una concesión de 40 años del Estado dominicano para vender energía al SENI a través del mercado spot, sin un contrato de compra de energía que le garantice un precio de venta, y pagando una tasa de impuesto sobre la renta de 49.74% sobre los beneficios, como terminará pagando PVDC?
www.elcaribe.com.do/2013/09/23/sobre-barrick-electricidad
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