SANTO DOMINGO, R. D.- Al finalizar el presente año el
sector eléctrico dominicano registra un incremento en el suministro de
energía de 3.4 por ciento con relación al año pasado, ya que se
inyectaron 10,963 gigavatios hora (GW/h), superior en 358.3 GW/h a los
del 2012.
Así lo informó el vicepresidente ejecutivo de la Corporación
Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Rubén Jiménez
Bichara, quien destacó que a ese indicador positivo se suma el aumento
en 8.3% en la energía cobrada, lo que aumentó el índice de recuperación
de energía en 4.89%, para situarse en 63.8% la relación de la energía
comprada y la cobrada.
El funcionario, a través de un informe de fin de año, explicó que al
iniciar el último mes del año las pérdidas se habían situado en 33.5%,
es decir, dos puntos porcentuales (2%) menos que las del año pasado,
mientras que las cobranzas subieron a 95.4%.
Citó como otro indicador que presenta mejora importante el índice de
recuperación de activos (CRI) que aumentó en dos puntos porcentuales
hasta 63.4%.
Agregó además que el número promedio de clientes cobrados registró un
incremento de más de 135 mil, igual a 11%, lo que se tradujo en una
mejora de las cajas de las empresas distribuidoras, que aumentaron sus
cobros en 6.4%, equivalentes a RD$3,387 millones adicionales.
Jiménez Bichara explicó que ya en octubre se presentaban reducciones significativas en los balances deficitarios del ‘holding’.
Agregó que el déficit comercial se había reducido en 44.1 millones de
dólares, igual al 10%; el déficit corriente, que incluye los gastos
operativos y financieros, bajó en US$30.8 millones, es decir 3.7% menos.
En cuanto al pago a los generadores privados, señala que al mes de
octubre estos habían recibido un total de US$1,543.1 millones, para un
aumento de US$198 millones (14.4%) respecto al mismo período de 2012.
Estos pagos incluyen US$89.9 millones de la deuda congelada.
Jiménez Bichara expresó que todo lo indicado anteriormente demuestra
que en el curso de este año se han presentado avances significativos en
el aspecto comercial, y en los gastos operativos y financieros dentro
del balance global del holding eléctrico del Estado.
Expansión. El funcionario destacó que el sistema eléctrico también
registra mejoras en el Plan de Expansión del Sistema de Distribución de
las EDES, con el que se busca atender el crecimiento de la demanda y
mejorar la calidad del servicio.
Agregó que dentro de este plan se han construido tres nuevas
subestaciones y se ha logrado repotenciar a once, con lo que se ha
adicionado más de 300 MVA de capacidad al sistema.
También arrancó la ejecución de cuatro nuevas subestaciones en
Santiago Rodríguez, Luperón, Sabana Grande de Boyá y el Cruce del
Isleño, así como los trabajos para repotenciar otras siete, lo que
aumentaría la capacidad de las EDES en más de 170 MVA.
En cuanto a la telemedición, indicó que se han instalado 79,776
medidores de este sistema, para alcanzar un total de 217 clientes
telemedidos, lo que asegura un monitoreo del 53% de la energía facturada
por las distribuidoras.
Asimismo, agregó que se añadieron 3,973 clientes al sistema prepago
en los sectores El Manguito I y II, Villa Juana, Villas Agrícolas,
Sagrario Díaz, Esther Rosario, La Yuca y Pontezuela.
Además, de los 45 proyectos de rehabilitación de los circuitos con
mayores pérdidas, ya se han ejecutado 25 y los otros 20 están avanzados.
Con este programa se ha logrado rehabilitar 873 km de redes mejorando
la calidad de vida de más de 130,675 clientes normalizados y con
servicio 24 horas de energía.
La Empresa de Transmisión (ETED) trabaja en los proyectos de
transmisión que permitirán la expansión de la generación en la región
Este del país, con una inversión aproximada de US$ 97.7 millones.
De estos proyectos se registran ocho trabajos en líneas de
transmisión y uno en la subestación de Guerra 345/138 kilovatios,
acatando las instrucciones del Presidente de la República.
http://laverdad.com.do/index.php/otros-noticias-economicas/item/10733-seg%C3%BAn-el-gobierno-este-a%C3%B1o-aument%C3%B3-suministro-el%C3%A9ctrico#.Ur8lx_vJOBY
sábado, 28 de diciembre de 2013
jueves, 26 de diciembre de 2013
La capitalización del sector eléctrico nacional ya no existe
SANTO DOMINGO,R.D.- Desde hace varios años, el modelo
de gestión del sector eléctrico se encuentra en un "limbo"
organizacional, debido entre otras cosas, a que la Capitalización (de
empresas estatales) perdió su razón de ser con la recompra por parte del
Estado de las Acciones del sector privado en las Empresas
Distribuidoras de Electricidad.
Actualmente, la administración de las tres EDES está en manos estatales; adicionalmente el Estado es dueño de la Empresa de Generación Hidroeléctrica y de la Empresa de Transmisión, también posee el 50% de las Acciones en la Generadora Itabo, mientras que en EgeHaina tiene el 50% de las acciones, vía el Fonper, y el Banco Central, el 24.4%.
Este desajuste organizacional genera sobrecostos innecesarios, dificulta la implementación de los planes de acción estratégicos del sector y, en consecuencia, aumenta el subsidio. Un sector en crisis tiene que administrarse bajo los criterios de crisis.
Ante este nuevo escenario, se requiere hacer un ajuste al modelo que permita una gestión eficiente del mismo. La disyuntiva para el Gobierno sería dar un paso inteligente hacia atrás y retomar el modelo monopólico estatal del sector eléctrico, tal como funciona en Puerto Rico y otras naciones, o, dar un paso hacia delante con una nueva etapa de reformas en las que el Estado se mantenga como dueño absoluto de las Redes de Distribución (calles y autopistas de la electricidad) y permita la incursión del sector privado en la comercialización de la energía, cobrando un peaje por el uso de dichas redes.
Esto supone la unificación de las tres EDES en una sola empresa de Distribución y la gestión comercial privada se haría preferiblemente por provincias o sectores comerciales, tal como fue concebido en el Plan de Gobierno para el Sector Eléctrico. En esta ocasión, en la participación del Sector Privado se debe dar prioridad a los capitales nacionales.
Las Empresas Comercializadoras de Electricidad utilizarían la misma plataforma informática actual para la gestión comercial y serían las responsables de la instalación e implementación del proyecto de telegestión y telemedición a todos los usuarios del servicio, de tal forma que nos permita tener la información al instante cuando los medidores o la red están siendo intervenidos sin la debida autorización. Recordemos que siendo precandidato, el presidente Danilo Medina expresó en su discurso ante la Cámara Americana de Comercio, la importancia de este proyecto de telemedición y que para el mismo se requería una inversión aproximada de 700 millones de dólares en cuatro años. Una inversión similar se requiere para la rehabilitación de redes, nuevas subestaciones y cambio de tensión en varias comunidades que aún permanecen con la media tensión a 2,400 voltios y con unas pérdidas técnicas altísimas, así como, algunos barrios cuyas redes han sido construidas artesanalmente por los comunitarios, hasta con alambres de púas, representando un alto riesgo para la población.
En el proyecto de telemedición estaría incluido la instalación de medidores con tecnología de Prepago para todos los barrios y zona rural, lo que permitiría una autogestión de los clientes sobre su consumo de electricidad, al poder comprar 50, 100 o 200 pesos de electricidad en un colmado o negocio cercano, digitar su PIN y al instante tener "luz" en su hogar. La desconexión será automática cuando se agote el monto de electricidad comprada, permitiéndose al cliente recargar su servicio cuantas veces lo requiera.
Es insostenible un negocio que presente una realidad como el que muestra el cuadro más abajo, en el que las Empresas Distribuidoras pierden dinero en todas sus ventas de electricidad realizadas a los clientes residenciales que consumen por debajo de los 400 Kwh. Esto impacta aproximadamente en el 84% del total de clientes que consumen el 36% de toda la energía facturada. Si se incluye la tarifa BTS-2, el impacto sería en el 89% de los clientes que consumen el 39% de la energía facturada.
Los datos de la tabla corresponden a una media de las tres EDES para el año 2012, pero es importante señalar que para Edenorte y Edesur la situación es mucho más crítica porque compran la energía más cara. Ambas pierden dinero en las ventas de energía a clientes que consumen hasta los 500 Kwh, involucrando al 92% de cartera, que consumen el 41% de toda la energía facturada. En el caso particular de Edenorte, aunque todos los usuarios pagaran su energía, los trabajadores y empresas contratistas trabajaran gratis y no se perdiera energía en las redes, aun en este escenario ideal, perdería dinero por cada kilovatio hora que vende a sus clientes.
* Ex-Administrador de EDESUR y también de EDENORTE.
Desajustes y déficit
Este desajuste no tiene que ver con pérdidas, sino con la compra de energía y la tarifa, lo que se refleja en que de los 1,151 millones de dólares del déficit operacional del sector eléctrico durante el año 2012 (sin inversiones), 451.3 millones de dólares corresponden al subsidio tarifario (FETE), 270.4 al déficit operacional de la CDEEE, mientras que la Empresa Generadora Hidroeléctrica y la Empresa de Transmisión cerraron positivo con 32.8 y 12.5 millones de dólares respectivamente. Si incluimos las inversiones, el déficit del sector se eleva a 1,498 millones de dólares.
http://www.diariolibre.com/economia/2013/12/26/i416879_capitalizacian-del-sector-elactrico-nacional-existe.html
Actualmente, la administración de las tres EDES está en manos estatales; adicionalmente el Estado es dueño de la Empresa de Generación Hidroeléctrica y de la Empresa de Transmisión, también posee el 50% de las Acciones en la Generadora Itabo, mientras que en EgeHaina tiene el 50% de las acciones, vía el Fonper, y el Banco Central, el 24.4%.
Este desajuste organizacional genera sobrecostos innecesarios, dificulta la implementación de los planes de acción estratégicos del sector y, en consecuencia, aumenta el subsidio. Un sector en crisis tiene que administrarse bajo los criterios de crisis.
Ante este nuevo escenario, se requiere hacer un ajuste al modelo que permita una gestión eficiente del mismo. La disyuntiva para el Gobierno sería dar un paso inteligente hacia atrás y retomar el modelo monopólico estatal del sector eléctrico, tal como funciona en Puerto Rico y otras naciones, o, dar un paso hacia delante con una nueva etapa de reformas en las que el Estado se mantenga como dueño absoluto de las Redes de Distribución (calles y autopistas de la electricidad) y permita la incursión del sector privado en la comercialización de la energía, cobrando un peaje por el uso de dichas redes.
Esto supone la unificación de las tres EDES en una sola empresa de Distribución y la gestión comercial privada se haría preferiblemente por provincias o sectores comerciales, tal como fue concebido en el Plan de Gobierno para el Sector Eléctrico. En esta ocasión, en la participación del Sector Privado se debe dar prioridad a los capitales nacionales.
Las Empresas Comercializadoras de Electricidad utilizarían la misma plataforma informática actual para la gestión comercial y serían las responsables de la instalación e implementación del proyecto de telegestión y telemedición a todos los usuarios del servicio, de tal forma que nos permita tener la información al instante cuando los medidores o la red están siendo intervenidos sin la debida autorización. Recordemos que siendo precandidato, el presidente Danilo Medina expresó en su discurso ante la Cámara Americana de Comercio, la importancia de este proyecto de telemedición y que para el mismo se requería una inversión aproximada de 700 millones de dólares en cuatro años. Una inversión similar se requiere para la rehabilitación de redes, nuevas subestaciones y cambio de tensión en varias comunidades que aún permanecen con la media tensión a 2,400 voltios y con unas pérdidas técnicas altísimas, así como, algunos barrios cuyas redes han sido construidas artesanalmente por los comunitarios, hasta con alambres de púas, representando un alto riesgo para la población.
En el proyecto de telemedición estaría incluido la instalación de medidores con tecnología de Prepago para todos los barrios y zona rural, lo que permitiría una autogestión de los clientes sobre su consumo de electricidad, al poder comprar 50, 100 o 200 pesos de electricidad en un colmado o negocio cercano, digitar su PIN y al instante tener "luz" en su hogar. La desconexión será automática cuando se agote el monto de electricidad comprada, permitiéndose al cliente recargar su servicio cuantas veces lo requiera.
Es insostenible un negocio que presente una realidad como el que muestra el cuadro más abajo, en el que las Empresas Distribuidoras pierden dinero en todas sus ventas de electricidad realizadas a los clientes residenciales que consumen por debajo de los 400 Kwh. Esto impacta aproximadamente en el 84% del total de clientes que consumen el 36% de toda la energía facturada. Si se incluye la tarifa BTS-2, el impacto sería en el 89% de los clientes que consumen el 39% de la energía facturada.
Los datos de la tabla corresponden a una media de las tres EDES para el año 2012, pero es importante señalar que para Edenorte y Edesur la situación es mucho más crítica porque compran la energía más cara. Ambas pierden dinero en las ventas de energía a clientes que consumen hasta los 500 Kwh, involucrando al 92% de cartera, que consumen el 41% de toda la energía facturada. En el caso particular de Edenorte, aunque todos los usuarios pagaran su energía, los trabajadores y empresas contratistas trabajaran gratis y no se perdiera energía en las redes, aun en este escenario ideal, perdería dinero por cada kilovatio hora que vende a sus clientes.
* Ex-Administrador de EDESUR y también de EDENORTE.
Desajustes y déficit
Este desajuste no tiene que ver con pérdidas, sino con la compra de energía y la tarifa, lo que se refleja en que de los 1,151 millones de dólares del déficit operacional del sector eléctrico durante el año 2012 (sin inversiones), 451.3 millones de dólares corresponden al subsidio tarifario (FETE), 270.4 al déficit operacional de la CDEEE, mientras que la Empresa Generadora Hidroeléctrica y la Empresa de Transmisión cerraron positivo con 32.8 y 12.5 millones de dólares respectivamente. Si incluimos las inversiones, el déficit del sector se eleva a 1,498 millones de dólares.
http://www.diariolibre.com/economia/2013/12/26/i416879_capitalizacian-del-sector-elactrico-nacional-existe.html
CDEEE pide inversión en redes de distribución
SANTO DOMINGO,R.D.- Para poder lograr una reducción drástica de los
gastos corrientes de las distribuidoras y reducir las pérdidas totales
del sistema, el Estado debe tomar la firme decisión tal y como lo hizo
con las construcción de las centrales a carbón, de invertir importantes
recursos económicos en el sistema de distribución, según un comunicado
de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE).
La institución explica que, mediante la reducción de los costos de generación a través de plantas eficientes y reducción de las pérdidas totales y gastos excesivos de las distribuidoras, el país podrá disponer de un sistema tarifario eficiente, que elimine la distorsión e ineficiencia que existe en la actualidad que golpea fuertemente a los consumidores, reduciendo y afectando negativamente la competitividad del país.
La solución
“La decisión del Gobierno de construir las dos centrales a carbón es una decisión correcta y acertada pero no suficiente para la solución definitiva del problema del sector eléctrico”, expresa la corporación.
http://www.listindiario.com/economia-and-negocios/2013/12/25/304647/CDEEE-pide-inversion-en-redes-de-distribucion
La institución explica que, mediante la reducción de los costos de generación a través de plantas eficientes y reducción de las pérdidas totales y gastos excesivos de las distribuidoras, el país podrá disponer de un sistema tarifario eficiente, que elimine la distorsión e ineficiencia que existe en la actualidad que golpea fuertemente a los consumidores, reduciendo y afectando negativamente la competitividad del país.
La solución
“La decisión del Gobierno de construir las dos centrales a carbón es una decisión correcta y acertada pero no suficiente para la solución definitiva del problema del sector eléctrico”, expresa la corporación.
http://www.listindiario.com/economia-and-negocios/2013/12/25/304647/CDEEE-pide-inversion-en-redes-de-distribucion
Informe CDEEE revela avances en electricidad durante el 2013
SANTO DOMINGO,R.D.- La Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) culminó el 2013 dando inicio a la construcción de la Central Termoeléctrica Punta Catalina y mejoras en los principales indicadores del sector eléctrico, gracias a la ejecución del Plan Integral diseñado por la actual administración para dar solución definitiva a la crisis de más de medio siglo del sector.
La central termoeléctrica, en la que se invertirán US$1,945 millones, aportará al sistema 760 megavatios netos generados a partir de carbón mineral, lo que permitirá un servicio más eficiente, estable y barato, un ahorro anual mínimo de US$500 millones y la reducción a la mitad del subsidio que aporta el Estado al sistema.
En cuanto a los indicadores, el holding eléctrico estatal presenta mejoras en el suministro de energía, en el índice de recuperación de energía, en el índice de recuperación de activos (CRI), incremento en la energía cobrada y en el número de clientes a los que cobra, reducción del déficit de caja, extensión y mejora en la transmisión y en la rehabilitación de las redes de distribución.
Cambio de Matriz
La Central Termoeléctrica Punta Catalina constituye el paso más trascendente en los esfuerzos del Gobierno para el cambio de matriz que es el punto principal del Plan Integral del Sector Eléctrico, trazado para dar solución definitiva a la crisis del sector, y orientado a cuatro grandes ejes: generación, pérdidas, cobranzas y eficiencia administrativa.
La Central tendrá una capacidad de 720 megavatios netos (769.8 brutos), integrada por 2 unidades de 360 MW netos (384.9 brutos) cada una, para la generación de energía a partir de la quema limpia de carbón mineral pulverizado. La tecnología utilizada será la sub-critica, con reducción comprobada de emisiones atmosféricas y alta eficiencia. Contará con puerto a granel para recepción de carbón para barcos auto-descargantes Panamax, con una capacidad máxima de 80,000 toneladas, todas las instalaciones de apoyo tales como patio (domo) y correas transportadoras cubiertos, para el almacenaje y transporte del carbón; sistemas de descarga, de refrigeración y de tratamiento de agua, y una subestación eléctrica. El domo cerrado donde será colocado el carbón, y el techo de la correa transportadora evitan que los vientos dispersen polvillo a las zonas aledañas. Los equipos serán de última generación, fabricados e instalados bajo altos estándares internacionales, lo cual garantizará el suministro de energía eléctrica eficiente por 50 años. Los proyectos que ejecutan la Empresa Hidroeléctrica (Egehid) y la Unidad de Electrificación Rural y Sub-Urbana (UERS) han insertado al sistema 25 megavatios.
(+)
BICHARA ASEGURA PARTE COMERCIAL AVANZÓ
INDICADORES: Rubén Jiménez Bichara explicó que en el curso de este año se han presentado avances significativos en el aspecto comercial, y en los gastos operativos y financieros dentro del balance global del “holding” eléctrico del Estado. Al finalizar noviembre el sector registraba un incremento en el suministro de energía de 3.4% con relación a igual período del año pasado, ya que se inyectaron 10,963 GW/h, superior en 358.3 GW/h a los de 2012. Asimismo, aumento en 8.3% en la energía cobrada, lo que aumentó el índice de recuperación de energía en 4.89%, para situarse en 63.8% la relación de la energía comprada y la cobrada. Al iniciar el último mes del año las pérdidas se situaron en 33.5%, es decir, dos puntos porcentuales menos que el año pasado. Las cobranzas subieron a 95.4%.
BICHARA ASEGURA PARTE COMERCIAL AVANZÓ
INDICADORES: Rubén Jiménez Bichara explicó que en el curso de este año se han presentado avances significativos en el aspecto comercial, y en los gastos operativos y financieros dentro del balance global del “holding” eléctrico del Estado. Al finalizar noviembre el sector registraba un incremento en el suministro de energía de 3.4% con relación a igual período del año pasado, ya que se inyectaron 10,963 GW/h, superior en 358.3 GW/h a los de 2012. Asimismo, aumento en 8.3% en la energía cobrada, lo que aumentó el índice de recuperación de energía en 4.89%, para situarse en 63.8% la relación de la energía comprada y la cobrada. Al iniciar el último mes del año las pérdidas se situaron en 33.5%, es decir, dos puntos porcentuales menos que el año pasado. Las cobranzas subieron a 95.4%.
http://www.listindiario.com/economia-and-negocios/2013/12/25/304644/Informe-CDEEE-revela-avances-en-electricidad
lunes, 23 de diciembre de 2013
La capacidad energética instalada duplica la demanda en R.D..
SANTO DOMINGO. Aunque República Dominicana cuenta
con una capacidad instalada de 3,000 megavatios de energía y una
disponibilidad de 2,500, solo se sirven 1,200 megavatios, dejando de
cubrir alrededor del 15% de la demanda estimada.
Estos datos, ofrecidos por el presidente de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), Otto González, reflejan que en el país, a pesar de que se desconoce la demanda real de energía, la disponibilidad energética actualmente es suficiente para ofrecer 24 horas de luz en todo el territorio, sin más inconvenientes que el costo económico que representaría.
Este costo económico estaría compuesto por los recursos que paga el Gobierno por concepto de subsidio, que representan alrededor de US$1,200 millones al año, y por las pérdidas técnicas y de hurto, que rondan en alrededor de US$80 millones mensuales.
Aún con la inversión del Estado y la de los generadores -que han invertido US$2,500 millones en 13 años en el sector eléctrico- todavía se mantienen los problemas que han impedido que el país cuente con un servicio eléctrico estable.
González, quien participó en el Diálogo Libre, junto a Milton Morrison, vicepresidente ejecutivo de la ADIE, manifestó que la demanda de electricidad actual es un tema también que hay que discutir, porque, explicó, ésta nunca se ha suplido.
"Como ustedes saben, por designios del Estado, junto con algunas multilaterales, en el dos mil cinco se decidió planificar la oferta de electricidad para restringir la oferta y no entregar toda la demanda por el problema de las pérdidas eléctricas. A mayor entrega de energía eléctrica, mayor pérdida y, por ende, mayor tiene que ser el subsidio que el Estado tendría que entregarle a las distribuidoras", precisó.
Recordó que en 2005 se había planificado que de la demanda, solamente se cubría alrededor de un 80%, pero que en la actualidad se cubre un 85%.
Sin embargo, expresó que la demanda real que se puede ofrecer se desconoce, porque no se ha ofertado siempre.
El dirigente empresarial dijo que solamente se ha ofertado en algunos momentos especiales, como pre eleccionarios, en Navidad y fin de año. "Entonces qué pasa, también hay una señal ahora mismo donde el que se la toma, se la lleva la energía y no se factura, no tiene una señal de precio , entonces consume quizás más de lo que consumiría si realmente tuviera una señal de precio", indicó.
El ejecutivo manifestó que la reducción de pérdidas ha sido muy poca en esos últimos 13 años. "Ha oscilado entre cuarenta por ciento y ahora quizás puede ir a un treinta y seis por ciento. El último año en Edeeste se ha reducido muy poco, un uno por ciento.", destacó.
González, quien se muestra de acuerdo con un incremento de la capacidad energética, señaló que si se logra reducir el precio de la generación, pero si se pierde todavía el 40 y el 35%, República Dominicana va a estar con un mismo problema, hasta tanto no se resuelvan los demás inconvenientes relacionados con las pérdidas técnicas y el hurto.
"Puede entrar generación más barata, se reduce el subsidio en una cantidad, pero todavía van a quedar seiscientos millones de dólares, quinientos millones de dólares que va haber todavía que darle a las distribuidoras para cubrir su déficit de gestión", dijo González al referirse a las nuevas plantas.
Hay que invertir US$800 MM para reducir pérdidas
El presidente de la ADIE expresó que a pesar del esfuerzo fundamental que realiza el Gobierno para generar energía más barata y disminuir el subsidio a 500 millones de dólares, se ha proyectado que se necesitan entre 600 a 800 millones de dólares en los próximos cuatro o cinco años para invertir en la reducción de pérdidas. "También el control del fraude y del robo requiere de inversión en medidores, medidores no solamente en el punto del consumidor, sino en las mismas redes para detectar dónde es que están los robos y se requiere de una inversión y esa inversión, nosotros hemos discutido entre nosotros, que es la inversión que es más rápido de recuperar, que es más rentable", precisó.
El ejecutivo manifestó que, desafortunadamente, todavía desconoce que exista un plan para hacer estas inversiones, que consideró, ayudarían a resolver el problema de las pérdidas, que representan un problema de un gran valor económico para República Dominicana.
Matriz energética se ha diversificado en 13 años
El vicepresidente ejecutivo de la ADIE, Milton Morrison, destacó que en el año 2000, República Dominicana contaba con una matriz energética que dependía en un 90% del combustible fuel oil pero que eso ya cambió y la demanda abastecida a mediado de la semana pasada con el fuel oil solo fue de un 33%.
"Luego nosotros tenemos carbón, o sea, que hay una diversificación de la matriz energética que se ha ido generando en los últimos trece años por razón de que el sector privado ha hecho esas inversiones, no porque el Estado ha llamado a las licitaciones, porque si ustedes se ponen a ver la licitación, la que ha sido más satisfactoria, en términos de la concreción, es esta; pero en los últimos trece años no se había tenido nada de este tipo", afirmó el ejecutivo de la ADIE, tras señalar que ya el país cuenta con cinco opciones de combustible para generar la energía que se produce en la actualidad, entre las cuales se destaca más el gas natural.
http://www.diariolibre.com/noticias/2013/12/23/i416544_capacidad-energatica-duplica-servida.html
Estos datos, ofrecidos por el presidente de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), Otto González, reflejan que en el país, a pesar de que se desconoce la demanda real de energía, la disponibilidad energética actualmente es suficiente para ofrecer 24 horas de luz en todo el territorio, sin más inconvenientes que el costo económico que representaría.
Este costo económico estaría compuesto por los recursos que paga el Gobierno por concepto de subsidio, que representan alrededor de US$1,200 millones al año, y por las pérdidas técnicas y de hurto, que rondan en alrededor de US$80 millones mensuales.
Aún con la inversión del Estado y la de los generadores -que han invertido US$2,500 millones en 13 años en el sector eléctrico- todavía se mantienen los problemas que han impedido que el país cuente con un servicio eléctrico estable.
González, quien participó en el Diálogo Libre, junto a Milton Morrison, vicepresidente ejecutivo de la ADIE, manifestó que la demanda de electricidad actual es un tema también que hay que discutir, porque, explicó, ésta nunca se ha suplido.
"Como ustedes saben, por designios del Estado, junto con algunas multilaterales, en el dos mil cinco se decidió planificar la oferta de electricidad para restringir la oferta y no entregar toda la demanda por el problema de las pérdidas eléctricas. A mayor entrega de energía eléctrica, mayor pérdida y, por ende, mayor tiene que ser el subsidio que el Estado tendría que entregarle a las distribuidoras", precisó.
Recordó que en 2005 se había planificado que de la demanda, solamente se cubría alrededor de un 80%, pero que en la actualidad se cubre un 85%.
Sin embargo, expresó que la demanda real que se puede ofrecer se desconoce, porque no se ha ofertado siempre.
El dirigente empresarial dijo que solamente se ha ofertado en algunos momentos especiales, como pre eleccionarios, en Navidad y fin de año. "Entonces qué pasa, también hay una señal ahora mismo donde el que se la toma, se la lleva la energía y no se factura, no tiene una señal de precio , entonces consume quizás más de lo que consumiría si realmente tuviera una señal de precio", indicó.
El ejecutivo manifestó que la reducción de pérdidas ha sido muy poca en esos últimos 13 años. "Ha oscilado entre cuarenta por ciento y ahora quizás puede ir a un treinta y seis por ciento. El último año en Edeeste se ha reducido muy poco, un uno por ciento.", destacó.
González, quien se muestra de acuerdo con un incremento de la capacidad energética, señaló que si se logra reducir el precio de la generación, pero si se pierde todavía el 40 y el 35%, República Dominicana va a estar con un mismo problema, hasta tanto no se resuelvan los demás inconvenientes relacionados con las pérdidas técnicas y el hurto.
"Puede entrar generación más barata, se reduce el subsidio en una cantidad, pero todavía van a quedar seiscientos millones de dólares, quinientos millones de dólares que va haber todavía que darle a las distribuidoras para cubrir su déficit de gestión", dijo González al referirse a las nuevas plantas.
Hay que invertir US$800 MM para reducir pérdidas
El presidente de la ADIE expresó que a pesar del esfuerzo fundamental que realiza el Gobierno para generar energía más barata y disminuir el subsidio a 500 millones de dólares, se ha proyectado que se necesitan entre 600 a 800 millones de dólares en los próximos cuatro o cinco años para invertir en la reducción de pérdidas. "También el control del fraude y del robo requiere de inversión en medidores, medidores no solamente en el punto del consumidor, sino en las mismas redes para detectar dónde es que están los robos y se requiere de una inversión y esa inversión, nosotros hemos discutido entre nosotros, que es la inversión que es más rápido de recuperar, que es más rentable", precisó.
El ejecutivo manifestó que, desafortunadamente, todavía desconoce que exista un plan para hacer estas inversiones, que consideró, ayudarían a resolver el problema de las pérdidas, que representan un problema de un gran valor económico para República Dominicana.
Matriz energética se ha diversificado en 13 años
El vicepresidente ejecutivo de la ADIE, Milton Morrison, destacó que en el año 2000, República Dominicana contaba con una matriz energética que dependía en un 90% del combustible fuel oil pero que eso ya cambió y la demanda abastecida a mediado de la semana pasada con el fuel oil solo fue de un 33%.
"Luego nosotros tenemos carbón, o sea, que hay una diversificación de la matriz energética que se ha ido generando en los últimos trece años por razón de que el sector privado ha hecho esas inversiones, no porque el Estado ha llamado a las licitaciones, porque si ustedes se ponen a ver la licitación, la que ha sido más satisfactoria, en términos de la concreción, es esta; pero en los últimos trece años no se había tenido nada de este tipo", afirmó el ejecutivo de la ADIE, tras señalar que ya el país cuenta con cinco opciones de combustible para generar la energía que se produce en la actualidad, entre las cuales se destaca más el gas natural.
http://www.diariolibre.com/noticias/2013/12/23/i416544_capacidad-energatica-duplica-servida.html
Gobierno de R.D. distorsiona el sector eléctrico
SANTO DOMINGO,R.D.- . El presidente de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), Otto González, afirmó que la participación del Estado en la generación de electricidad crea distorsiones y es contraria a la Ley General de Electricidad 125-01, que establece promover la competencia para que haya una generación más eficiente.
Al participar en el Diálogo Libre, del grupo Omnimedia, junto al vicepresidente ejecutivo de la entidad, Milton Morrison, dijo que como organización respetan la decisión gubernamental porque hace uso de su soberanía, pero que no necesariamente están de acuerdo con su participación en el sector como generador porque el capital privado no puede competir con el Estado.
"El capital que el Estado invierte no tiene la exigencia del capital privado, es decir: ¿Cuál es el retorno de un capital que invierta el Estado? ¿Cero? Debe ser un retorno social que se calcule de acuerdo al proyecto, sin embargo, el capital privado tiene exigencia internacional, tiene un retorno esperado y esa es la exigencia principal, es decir, competir… no hay tal competencia", indicó.
Destacó que legislador cuando estableció la Ley General de Electricidad bajo el actual esquema fue con un Estado promotor, pero que al convertirse en competidor se distorsiona la naturaleza de la legislación.
Consideró que habrá que ver cuál va a ser el resultado de esa decisión y su impacto en la transparencia de los costos de generación porque se habla de precios, pero que lo correcto es que haya diafanidad, y más si se trata de empresas estatales en las que debe estar claro con qué costo de va a generar, el financiamiento y la garantía del Estado.
"La preocupación nuestra es principal si al fin y al cabo hay consenso porque la ADIE se crea con una inquietud de los generadores, bueno obviamente para tratar de proteger sus intereses comunes como toda asociación, como todo gremio, pero también con el fin de que realmente pueda haber un servicio eléctrico competitivo y estable".
Aseguró que como sector su mayor preocupación es que haya un servicio eléctrico estable a largo plazo que garantice las inversiones porque cuando se hace una inversión de 200 ó 300 millones de dólares que se recuperan a 15 ó 20 años, si a los cinco años se cambian las reglas de juego, se cambia la visión, es muy difícil competir. Sobre el particular, el vicepresidente ejecutivo de la ADIE, Milton Morrison, dijo que también la preocupación debe ser de toda la sociedad dominicana porque si no se toman las previsiones de todos los costos involucrados en este tipo de transacciones, se podría volver a los que era el sector eléctrico, el parque de generación antes de la capitalización.
"Todos recordamos que lo que era el parque de generación, y eso estaba muy atado a que los programas mismos de operación, mantenimiento y demanda, no existían los recursos. Lo que tenemos que prever es que no volvamos" a esa situación", dijo.
Aboga por un gran pacto para enfrentar apagones
El presidente de la ADIE planteó la necesidad de un gran pacto nacional para enfrentar los problemas del sistema eléctrico en el que participen las fuerzas políticas, la fuerza civil, los que dirigen el Estado, las iglesias y otros sectores.
Otto González dijo que hay que hacer planificaciones en el sector a largo plazo para que no haya que estar cambiando las reglas de juego, como ocurre actualmente y haya coherencia en la planificación.
Para ello sugiere un diálogo abierto y claro en el que se trate un plan a largo plazo del sector eléctrico. "Nuestra preocupación es que haya una coherencia, la planificación en el sector eléctrico es fundamental. Recuerdo cuando tomé el curso de gerencia, lo primero que se hace es planificar en toda actividad, entonces la planificación es fundamental, pero una planificación e largo plazo".
Dijo que si no se planifica adecuadamente se puede sobredimensionar la capacidad y lo que hace entonces es que otros proyectos que han entrado anteriormente que todavía no han hecho su retorno, puede que interrumpa su retorno.
Enfatizó que los generadores tienen inversiones a largo plazo y que una vez se decide invertir 400 millones de dólares hay que tener la garantía del retorno de ese capital, sin cambiar las reglas de juego establecidas.
Eliminar apagones es una potestad de distribuidoras
El presidente de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), Otto González, aclaró que la decisión de suministrar energía a la población sin interrupción como ocurre algunos días de Navidad es una potestad de las distribuidoras.
"Nosotros no somos que los que damos, a nosotros nos piden que la dé o no, o sea son las distribuidoras que deciden si se da o no y los generadores responden a eso", respondió.
Dijo que es grande el impacto que tienen los apagones en la economía y la vida de la gente a pesar de que muchos se han acostumbrado, porque hay siempre apagones de una manera u otra.
Recordó que se instalan grandes plantas de emergencia en los negocios, en las industrias que consumen diesel que vende la Refinería, lo que implica un costo económico para el país.
Informó que han tratado de cuantificar el costo de los apagones, pero lo que si saben es que es un impacto serio en la vida de los dominicanos, un costo adicional que se tiene.
Durante los últimos años las autoridades han garantizado energía eléctrica permanente los días 24 y 31 de diciembre.
http://www.diariolibre.com/destacada/2013/12/23/i416624_adie-considera-que-gobierno-distorsiona-sector-elactrico.html
Subsidio eléctrico en R.D. alcanzaría unos US$1,400 millones en 2014
SANTO DOMINGO,R.D.. Aunque el monto consagrado en el
Presupuesto Nacional del próximo año para cubrir el subsidio directo al
sector eléctrico es de unos US$1,000 millones, la cifra podría llegar
entre US$1,300 a US$1,400 millones, conforme vaticinó el economista
Bernardo Castellanos, especialista en el sector eléctrico.
"La experiencia de los últimos cuatro años indica que el monto de subsidio que se consigna en el presupuesto al final resulta ser insuficiente y siempre se tiene que producir un incremento adicional que es consignado en el presupuesto complementario que se promulga cada año", dice el economista.
Considera previsible que al final del próximo año el gobierno tenga que adicionar entre US$300 millones o US$400 millones al presupuesto complementario para fines del subsidio eléctrico, debido a la proyectada baja inversión de las distribuidoras en programas efectivos de reducción de pérdidas y a los altos gastos corrientes de esas empresas y de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE).
"Si el Gobierno no toma la firme decisión de invertir recursos importantes en la reducción de las excesivas pérdidas de las distribuidoras y de reducir los excesivos gastos corrientes de esas empresas y la CDEEE, tal y como tomo la firme decisión de contratar la construcción de las centrales a carbón, entre el 2014 y la fecha en que dichas centrales entren en operación (entre 4 y 5 años), el Estado podría estar erogando una suma total que oscilaría entre los US$5 mil y US$6 mil millones solo en subsidio directo al sector eléctrico, ya que de no hacerlo se corre el riesgo de que el país sufra apagones más intensos y frecuentes a los que se reciben en la actualidad", advierte.
Castellanos considera correcta la decisión del Estado de invertir en la construcción de dos centrales térmicas a carbón que adicionaran 770 Mw de potencia instalada al sistema eléctrico, pues ello ayudará a reducir el déficit y el subsidio al sector.
Sin embargo, entiende que las plantas no son suficientes para eliminará el subsidio, si no que hace necesario reducir las pérdidas a por lo menos un 15%, y bajar el gasto.
Mayor costo
Bernardo Castellanos recordó que, según las cifras oficiales que se han dado a conocer sobre el costo de las plantas a carbón, el Consorcio ganador de la licitación ofertó un precio de US$2,040 millones incluyendo el muelle para el manejo del carbón, pero advierte que ese monto podría llegar a unos US$2,200 si se adicionan otros detalles inherentes al proyecto.
Señala que al monto inicial se debe agregar los costos de la línea de transmisión a 345 Kv que interconectará las centrales a carbón con el sistema eléctrico nacional; el costo de adquisición de los terrenos donde se instalaran las centrales, más los costos asociados a todo el proceso de licitación.
"Cuando todos los costos anteriores son añadidos al valor de US$2,040 anunciado por la CDEEE, estaríamos ante la presencia de que el costo inicial de la inversión en las dos centrales a carbón se situaría en el orden de los US$2,200 millones, unos US$700 millones (47%) adicionales a la cifra inicial estimada por la CDEEE". Recuerda que inicialmente la CDEEE habló de un costo de US$1,500 millones para la instalación de las plantas.
http://www.diariolibre.com/economia/2013/12/23/i416527_vaticinan-que-subsidio-elactrico-alcanzaraa-unos-us1-400-millones-2014.html
"La experiencia de los últimos cuatro años indica que el monto de subsidio que se consigna en el presupuesto al final resulta ser insuficiente y siempre se tiene que producir un incremento adicional que es consignado en el presupuesto complementario que se promulga cada año", dice el economista.
Considera previsible que al final del próximo año el gobierno tenga que adicionar entre US$300 millones o US$400 millones al presupuesto complementario para fines del subsidio eléctrico, debido a la proyectada baja inversión de las distribuidoras en programas efectivos de reducción de pérdidas y a los altos gastos corrientes de esas empresas y de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE).
"Si el Gobierno no toma la firme decisión de invertir recursos importantes en la reducción de las excesivas pérdidas de las distribuidoras y de reducir los excesivos gastos corrientes de esas empresas y la CDEEE, tal y como tomo la firme decisión de contratar la construcción de las centrales a carbón, entre el 2014 y la fecha en que dichas centrales entren en operación (entre 4 y 5 años), el Estado podría estar erogando una suma total que oscilaría entre los US$5 mil y US$6 mil millones solo en subsidio directo al sector eléctrico, ya que de no hacerlo se corre el riesgo de que el país sufra apagones más intensos y frecuentes a los que se reciben en la actualidad", advierte.
Castellanos considera correcta la decisión del Estado de invertir en la construcción de dos centrales térmicas a carbón que adicionaran 770 Mw de potencia instalada al sistema eléctrico, pues ello ayudará a reducir el déficit y el subsidio al sector.
Sin embargo, entiende que las plantas no son suficientes para eliminará el subsidio, si no que hace necesario reducir las pérdidas a por lo menos un 15%, y bajar el gasto.
Mayor costo
Bernardo Castellanos recordó que, según las cifras oficiales que se han dado a conocer sobre el costo de las plantas a carbón, el Consorcio ganador de la licitación ofertó un precio de US$2,040 millones incluyendo el muelle para el manejo del carbón, pero advierte que ese monto podría llegar a unos US$2,200 si se adicionan otros detalles inherentes al proyecto.
Señala que al monto inicial se debe agregar los costos de la línea de transmisión a 345 Kv que interconectará las centrales a carbón con el sistema eléctrico nacional; el costo de adquisición de los terrenos donde se instalaran las centrales, más los costos asociados a todo el proceso de licitación.
"Cuando todos los costos anteriores son añadidos al valor de US$2,040 anunciado por la CDEEE, estaríamos ante la presencia de que el costo inicial de la inversión en las dos centrales a carbón se situaría en el orden de los US$2,200 millones, unos US$700 millones (47%) adicionales a la cifra inicial estimada por la CDEEE". Recuerda que inicialmente la CDEEE habló de un costo de US$1,500 millones para la instalación de las plantas.
http://www.diariolibre.com/economia/2013/12/23/i416527_vaticinan-que-subsidio-elactrico-alcanzaraa-unos-us1-400-millones-2014.html
Carbón es mayor fuente mundial de energía
SANTO DOMINGO,R.D.- Lección #1: El carbón es y seguirá siendo por
los próximos 50 años el principal combustible para la generación de
electricidad en el mundo. En el 2010, el 40.1% de toda la electricidad a
nivel mundial fue generada por plantas de carbón. Para el 2040, la U.S.
Energy Information Agency (EIA) ha proyectado que el 35.6% de toda la
generación de electricidad en el mundo tendrá al carbón como combustible,
superando a las fuentes de energía renovables (24.6%) y al gas natural (24.1%).
Lección #2: Las principales economías del mundo son movidas preponderantemente con carbón. China, por ejemplo, obtiene del carbón el 77.8% de la electricidad generada. En India alcanza el 68%, en Alemania 45.8% y en Estados Unidos de América 39.3% en el 2013. Chile, la economía más pujante y moderna de la América Latina, obtiene del carbón el 31.5% de la electricidad generada.
Lección #3: Cuando se escuchan los planteamientos de la administración Obama sobre la necesidad de reducir la generación mundial de electricidad a partir del carbón para enfrentar el calentamiento global, podría pensarse que la principal economía del mundo, no utiliza el carbón como principal fuente de energía eléctrica. La realidad es que en los EUA el carbón es y seguirá siendo por varias décadas más, la principal fuente de generación de electricidad. La mayor parte del desarrollo económico de EUA ha descansado en la generación a partir de carbón. El cambio tecnológico representado por el fraccionamiento en la explotación del gas de esquisto (“shale gas”) en los EUA hace prever que quizás en el 2040, el carbón y el gas natural igualen su participación en la generación total de energía eléctrica en los EUA.
Lección #4: A pesar del reconocimiento global de que el gas natural constituye una fuente de energía más limpia que el carbón mineral, la mayoría de las economías del mundo siguen invirtiendo cuantiosos recursos en la construcción de plantas de carbón. El reporte del World Resources Institute de noviembre del 2012, mostraba que a esa fecha existían 1,199 propuestas de nuevas plantas de carbón en todo el mundo, de las cuáles 455 se ejecutarían en India, 363 en China, 49 en Turquía, 48 en Rusia, 36 en EUA y 30 en Vietnam. Chile encabezaba la región latinoamericana con 12 propuestas de nuevas plantas de carbón. Resulta previsible que ante las nuevas medidas anunciadas por la administración de Obama, el número de nuevas plantas de carbón a ser construidas en los EUA se reduzca considerablemente.
Lección #5: El costo de energía a partir del carbón es el más bajo entre todos los combustibles. En los EUA, por ejemplo, medido en dólares por millón de Btu, el carbón tiene un costo de US$2.39, inferior a los US$4.19 del gas natural (Henry Hub), US$19.02 del fuel oil, y US$23.15 del fuel oil destilado. Cuando se utiliza el precio del gas natural por millón de Btu en Japón, Europa y Gran Bretaña (US$16,03, US$11.81 y US$11.25 respectivamente), la diferencia es más pronunciada. Esto explica el porqué la mayoría de las economías del mundo tienen matrices de generación con una ponderación considerable de plantas de carbón.
Lección #6: Las plantas de carbón, en promedio, son tres veces más caras que las de gas natural. El costo de un kW de una planta avanzada de carbón pulverizado estimado por la EIA oscila entre US$2,934 y US$3,246. Una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural cuesta US$1,023 el kW. El costo de la potencia o capacidad de una planta avanzada de carbón pulverizado, por tanto, es varias veces mayor al de una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural. Eso explica el porqué no existe mucha diferencia entre el costo monómico de la electricidad que emana de una planta avanzada de carbón pulverizado y el de una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural. Está claro que la afirmación anterior depende del precio en planta del gas natural. A un precio del gas natural de US$16 el MM de Btu, como compra Japón, generar con carbón cuesta mucho menos.
Lección #7: Las plantas de carbón generan más emisiones de carbono que las de gas natural y las de derivados de petróleo. Existen nuevas tecnologías que incorporan sistemas para la captura y el secuestro del 90% de las emisiones de carbono que generan las plantas de carbón. Esas tecnologías, sin embargo, llevan el costo del kW de una planta de carbón entre US$4,274 y US$5,227, cuatro y cinco veces el costo del kW de una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural.
Lección #8: La decisión del Gobierno dominicano de cambiar la matriz de generación de electricidad para aumentar la participación del carbón (13.8%) y la de gas natural (31.1%) es acertada. Eso permitirá reducir el costo promedio de generación, y, por tanto, el déficit del sector eléctrico. Dada la ausencia de generación nuclear y las limitantes para más generación hidroeléctrica en RD, el carbón y el gas natural deberán alcanzar una participación ponderada cercana al 75% en nuestra matriz de generación meta. -
Lección #2: Las principales economías del mundo son movidas preponderantemente con carbón. China, por ejemplo, obtiene del carbón el 77.8% de la electricidad generada. En India alcanza el 68%, en Alemania 45.8% y en Estados Unidos de América 39.3% en el 2013. Chile, la economía más pujante y moderna de la América Latina, obtiene del carbón el 31.5% de la electricidad generada.
Lección #3: Cuando se escuchan los planteamientos de la administración Obama sobre la necesidad de reducir la generación mundial de electricidad a partir del carbón para enfrentar el calentamiento global, podría pensarse que la principal economía del mundo, no utiliza el carbón como principal fuente de energía eléctrica. La realidad es que en los EUA el carbón es y seguirá siendo por varias décadas más, la principal fuente de generación de electricidad. La mayor parte del desarrollo económico de EUA ha descansado en la generación a partir de carbón. El cambio tecnológico representado por el fraccionamiento en la explotación del gas de esquisto (“shale gas”) en los EUA hace prever que quizás en el 2040, el carbón y el gas natural igualen su participación en la generación total de energía eléctrica en los EUA.
Lección #4: A pesar del reconocimiento global de que el gas natural constituye una fuente de energía más limpia que el carbón mineral, la mayoría de las economías del mundo siguen invirtiendo cuantiosos recursos en la construcción de plantas de carbón. El reporte del World Resources Institute de noviembre del 2012, mostraba que a esa fecha existían 1,199 propuestas de nuevas plantas de carbón en todo el mundo, de las cuáles 455 se ejecutarían en India, 363 en China, 49 en Turquía, 48 en Rusia, 36 en EUA y 30 en Vietnam. Chile encabezaba la región latinoamericana con 12 propuestas de nuevas plantas de carbón. Resulta previsible que ante las nuevas medidas anunciadas por la administración de Obama, el número de nuevas plantas de carbón a ser construidas en los EUA se reduzca considerablemente.
Lección #5: El costo de energía a partir del carbón es el más bajo entre todos los combustibles. En los EUA, por ejemplo, medido en dólares por millón de Btu, el carbón tiene un costo de US$2.39, inferior a los US$4.19 del gas natural (Henry Hub), US$19.02 del fuel oil, y US$23.15 del fuel oil destilado. Cuando se utiliza el precio del gas natural por millón de Btu en Japón, Europa y Gran Bretaña (US$16,03, US$11.81 y US$11.25 respectivamente), la diferencia es más pronunciada. Esto explica el porqué la mayoría de las economías del mundo tienen matrices de generación con una ponderación considerable de plantas de carbón.
Lección #6: Las plantas de carbón, en promedio, son tres veces más caras que las de gas natural. El costo de un kW de una planta avanzada de carbón pulverizado estimado por la EIA oscila entre US$2,934 y US$3,246. Una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural cuesta US$1,023 el kW. El costo de la potencia o capacidad de una planta avanzada de carbón pulverizado, por tanto, es varias veces mayor al de una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural. Eso explica el porqué no existe mucha diferencia entre el costo monómico de la electricidad que emana de una planta avanzada de carbón pulverizado y el de una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural. Está claro que la afirmación anterior depende del precio en planta del gas natural. A un precio del gas natural de US$16 el MM de Btu, como compra Japón, generar con carbón cuesta mucho menos.
Lección #7: Las plantas de carbón generan más emisiones de carbono que las de gas natural y las de derivados de petróleo. Existen nuevas tecnologías que incorporan sistemas para la captura y el secuestro del 90% de las emisiones de carbono que generan las plantas de carbón. Esas tecnologías, sin embargo, llevan el costo del kW de una planta de carbón entre US$4,274 y US$5,227, cuatro y cinco veces el costo del kW de una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural.
Lección #8: La decisión del Gobierno dominicano de cambiar la matriz de generación de electricidad para aumentar la participación del carbón (13.8%) y la de gas natural (31.1%) es acertada. Eso permitirá reducir el costo promedio de generación, y, por tanto, el déficit del sector eléctrico. Dada la ausencia de generación nuclear y las limitantes para más generación hidroeléctrica en RD, el carbón y el gas natural deberán alcanzar una participación ponderada cercana al 75% en nuestra matriz de generación meta. -
www.elcaribe.com.do/2013/12/23/carbon-101
Lección #1:
El carbón es y seguirá siendo por los próximos 50 años el principal
combustible para la generación de electricidad en el mundo. En el 2010,
el 40.1% de toda la electricidad a nivel mundial fue generada por
plantas de carbón. Para el 2040, la U.S. Energy Information Agency
(EIA) ha proyectado que el 35.6% de toda la generación de electricidad
en el mundo tendrá al carbón como combustible, superando a las fuentes
de energía renovables (24.6%) y al gas natural (24.1%).
Lección #2: Las principales economías del mundo son movidas preponderantemente con carbón. China, por ejemplo, obtiene del carbón el 77.8% de la electricidad generada. En India alcanza el 68%, en Alemania 45.8% y en Estados Unidos de América 39.3% en el 2013. Chile, la economía más pujante y moderna de la América Latina, obtiene del carbón el 31.5% de la electricidad generada.
Lección #3: Cuando se escuchan los planteamientos de la administración Obama sobre la necesidad de reducir la generación mundial de electricidad a partir del carbón para enfrentar el calentamiento global, podría pensarse que la principal economía del mundo, no utiliza el carbón como principal fuente de energía eléctrica. La realidad es que en los EUA el carbón es y seguirá siendo por varias décadas más, la principal fuente de generación de electricidad. La mayor parte del desarrollo económico de EUA ha descansado en la generación a partir de carbón. El cambio tecnológico representado por el fraccionamiento en la explotación del gas de esquisto (“shale gas”) en los EUA hace prever que quizás en el 2040, el carbón y el gas natural igualen su participación en la generación total de energía eléctrica en los EUA.
Lección #4: A pesar del reconocimiento global de que el gas natural constituye una fuente de energía más limpia que el carbón mineral, la mayoría de las economías del mundo siguen invirtiendo cuantiosos recursos en la construcción de plantas de carbón. El reporte del World Resources Institute de noviembre del 2012, mostraba que a esa fecha existían 1,199 propuestas de nuevas plantas de carbón en todo el mundo, de las cuáles 455 se ejecutarían en India, 363 en China, 49 en Turquía, 48 en Rusia, 36 en EUA y 30 en Vietnam. Chile encabezaba la región latinoamericana con 12 propuestas de nuevas plantas de carbón. Resulta previsible que ante las nuevas medidas anunciadas por la administración de Obama, el número de nuevas plantas de carbón a ser construidas en los EUA se reduzca considerablemente.
Lección #5: El costo de energía a partir del carbón es el más bajo entre todos los combustibles. En los EUA, por ejemplo, medido en dólares por millón de Btu, el carbón tiene un costo de US$2.39, inferior a los US$4.19 del gas natural (Henry Hub), US$19.02 del fuel oil, y US$23.15 del fuel oil destilado. Cuando se utiliza el precio del gas natural por millón de Btu en Japón, Europa y Gran Bretaña (US$16,03, US$11.81 y US$11.25 respectivamente), la diferencia es más pronunciada. Esto explica el porqué la mayoría de las economías del mundo tienen matrices de generación con una ponderación considerable de plantas de carbón.
Lección #6: Las plantas de carbón, en promedio, son tres veces más caras que las de gas natural. El costo de un kW de una planta avanzada de carbón pulverizado estimado por la EIA oscila entre US$2,934 y US$3,246. Una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural cuesta US$1,023 el kW. El costo de la potencia o capacidad de una planta avanzada de carbón pulverizado, por tanto, es varias veces mayor al de una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural. Eso explica el porqué no existe mucha diferencia entre el costo monómico de la electricidad que emana de una planta avanzada de carbón pulverizado y el de una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural. Está claro que la afirmación anterior depende del precio en planta del gas natural. A un precio del gas natural de US$16 el MM de Btu, como compra Japón, generar con carbón cuesta mucho menos.
Lección #7: Las plantas de carbón generan más emisiones de carbono que las de gas natural y las de derivados de petróleo. Existen nuevas tecnologías que incorporan sistemas para la captura y el secuestro del 90% de las emisiones de carbono que generan las plantas de carbón. Esas tecnologías, sin embargo, llevan el costo del kW de una planta de carbón entre US$4,274 y US$5,227, cuatro y cinco veces el costo del kW de una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural.
Lección #8: La decisión del Gobierno dominicano de cambiar la matriz de generación de electricidad para aumentar la participación del carbón (13.8%) y la de gas natural (31.1%) es acertada. Eso permitirá reducir el costo promedio de generación, y, por tanto, el déficit del sector eléctrico. Dada la ausencia de generación nuclear y las limitantes para más generación hidroeléctrica en RD, el carbón y el gas natural deberán alcanzar una participación ponderada cercana al 75% en nuestra matriz de generación meta. - See more at: http://www.elcaribe.com.do/2013/12/23/carbon-101#sthash.r1wjCWY0.dpuf
Lección #2: Las principales economías del mundo son movidas preponderantemente con carbón. China, por ejemplo, obtiene del carbón el 77.8% de la electricidad generada. En India alcanza el 68%, en Alemania 45.8% y en Estados Unidos de América 39.3% en el 2013. Chile, la economía más pujante y moderna de la América Latina, obtiene del carbón el 31.5% de la electricidad generada.
Lección #3: Cuando se escuchan los planteamientos de la administración Obama sobre la necesidad de reducir la generación mundial de electricidad a partir del carbón para enfrentar el calentamiento global, podría pensarse que la principal economía del mundo, no utiliza el carbón como principal fuente de energía eléctrica. La realidad es que en los EUA el carbón es y seguirá siendo por varias décadas más, la principal fuente de generación de electricidad. La mayor parte del desarrollo económico de EUA ha descansado en la generación a partir de carbón. El cambio tecnológico representado por el fraccionamiento en la explotación del gas de esquisto (“shale gas”) en los EUA hace prever que quizás en el 2040, el carbón y el gas natural igualen su participación en la generación total de energía eléctrica en los EUA.
Lección #4: A pesar del reconocimiento global de que el gas natural constituye una fuente de energía más limpia que el carbón mineral, la mayoría de las economías del mundo siguen invirtiendo cuantiosos recursos en la construcción de plantas de carbón. El reporte del World Resources Institute de noviembre del 2012, mostraba que a esa fecha existían 1,199 propuestas de nuevas plantas de carbón en todo el mundo, de las cuáles 455 se ejecutarían en India, 363 en China, 49 en Turquía, 48 en Rusia, 36 en EUA y 30 en Vietnam. Chile encabezaba la región latinoamericana con 12 propuestas de nuevas plantas de carbón. Resulta previsible que ante las nuevas medidas anunciadas por la administración de Obama, el número de nuevas plantas de carbón a ser construidas en los EUA se reduzca considerablemente.
Lección #5: El costo de energía a partir del carbón es el más bajo entre todos los combustibles. En los EUA, por ejemplo, medido en dólares por millón de Btu, el carbón tiene un costo de US$2.39, inferior a los US$4.19 del gas natural (Henry Hub), US$19.02 del fuel oil, y US$23.15 del fuel oil destilado. Cuando se utiliza el precio del gas natural por millón de Btu en Japón, Europa y Gran Bretaña (US$16,03, US$11.81 y US$11.25 respectivamente), la diferencia es más pronunciada. Esto explica el porqué la mayoría de las economías del mundo tienen matrices de generación con una ponderación considerable de plantas de carbón.
Lección #6: Las plantas de carbón, en promedio, son tres veces más caras que las de gas natural. El costo de un kW de una planta avanzada de carbón pulverizado estimado por la EIA oscila entre US$2,934 y US$3,246. Una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural cuesta US$1,023 el kW. El costo de la potencia o capacidad de una planta avanzada de carbón pulverizado, por tanto, es varias veces mayor al de una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural. Eso explica el porqué no existe mucha diferencia entre el costo monómico de la electricidad que emana de una planta avanzada de carbón pulverizado y el de una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural. Está claro que la afirmación anterior depende del precio en planta del gas natural. A un precio del gas natural de US$16 el MM de Btu, como compra Japón, generar con carbón cuesta mucho menos.
Lección #7: Las plantas de carbón generan más emisiones de carbono que las de gas natural y las de derivados de petróleo. Existen nuevas tecnologías que incorporan sistemas para la captura y el secuestro del 90% de las emisiones de carbono que generan las plantas de carbón. Esas tecnologías, sin embargo, llevan el costo del kW de una planta de carbón entre US$4,274 y US$5,227, cuatro y cinco veces el costo del kW de una planta avanzada de ciclo combinado de gas natural.
Lección #8: La decisión del Gobierno dominicano de cambiar la matriz de generación de electricidad para aumentar la participación del carbón (13.8%) y la de gas natural (31.1%) es acertada. Eso permitirá reducir el costo promedio de generación, y, por tanto, el déficit del sector eléctrico. Dada la ausencia de generación nuclear y las limitantes para más generación hidroeléctrica en RD, el carbón y el gas natural deberán alcanzar una participación ponderada cercana al 75% en nuestra matriz de generación meta. - See more at: http://www.elcaribe.com.do/2013/12/23/carbon-101#sthash.r1wjCWY0.dpuf
Resumen 2013 enfocado en la generación en R.D.
SANTO DOMINGO,R.D.- El año que casi concluye se caracterizó por
debates mediáticos sobre la necesidad de aplicar reformas que corrijan
los problemas fundamentales que lastran el desarrollo del país. Y, un
tema que no pudo faltar fue el eléctrico, que toca transversalmente a
toda la sociedad, lesionando la productividad de las empresas, las
finanzas públicas y la calidad de vida de la gente.
El subsidio y los continuos apagones son la mejor evidencia del problema que ha cargado a toda la sociedad desde hace décadas y que parece no tener solución. Sin embargo, el Estado ha salido al frente en busca de más generación por medio del inicio de la construcción de las plantas a carbón que aportarán 769 megavatios al sistema.
La oferta de energía ha sido reforzada con la inauguración del Parque Energético Quisqueya, en San Pedro de Macorís, el cual aporta 430 megavatios, mientras que a principios de año se dio un paso importante en materia de diversificación y cuidado del medio ambiente, con la ampliación del parque eólico Los Cocos, cuya contribución al sistema se elevó de 25 a 77 megavatios.
Mientras tanto, el abismo entre la energía servida y la pagada ha costado al país un subsidio cercano a los US$1,035 millones durante el año, y que en 2014 recibirá del presupuesto nacional US$987.7 millones.
El que pasó fue un año considerado como crucial por la Estrategia Nacional de Desarrollo para el futuro energético del país, debido a que en enero debió de establecerse el “pacto eléctrico”, ese plan sistemático que garantizaría la solución de los problemas inmediatos mientras se asegura la sostenibilidad a largo plazo del sistema.
Los principales grupos empresariales han urgido el diálogo para el establecimiento del pacto, el cual implica el compromiso de todos los sectores de la sociedad.
Las pérdidas
El sector eléctrico también está franqueado por pérdidas que rondan el 40% de la generación, a causa del robo de la energía y al deterioro de las redes de transmisión.
En 2013 también se inició la implementación de los sistemas de telemedición y prepago en varios circuitos como planes pilotos que han mostrado resultados considerables en el combate a las pérdidas. Los resultados han sido alentadores. La Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) ha concebido la creación de “polos de generación”, lugares establecidos previamente para producir a partir de determinados combustible, por ejemplo, gas natural, carbón, combustibles líquidos, entre otros.
Los planes del Gobierno de diversificar la matriz y aumentar los niveles de generación se complementan con proyectos encaminados a ampliar las redes, con el fin de aumentar la capacidad de transmisión. Esto implica retos considerables de inversión consistente, sobrepasando obstáculos como la distancia y la incursión en nuevos terrenos, entre otros.
((Pacto
Plazo vencido para ejecutar la estrategia
“Asegurar un suministro confiable de electricidad, a precios competitivos y en condiciones de sostenibilidad financiera y ambiental”, es el objetivo principal establecido por la Estrategina Nacional de Desarrollo en materia eléctrica, para lo cual se necesita el establecimiento del pacto eléctrico, cuyo plazo de ejecución venció en enero de 2013.
((Subsidio
Gastos que limitan el presupuesto
Durante 2013 el subsidio eléctrico ascendió a US$1,035 millones, mientras que para 2014 se prevé un gasto de US$987.7 millones. Desde agosto de 2004 hasta 2013 se ha dedicado cerca de US$7,260 millones para cubrir las pérdidas del sector.
((Quisqueya
Diversificación y más energía
Las grupos Ege-Haina y Barrick Pueblo Viejo invirtieron RD$29,000 millones en la construcción de las plantas de generación Quisqueya I y II, las cuales aportan 430 megavarios procedentes de gas natural, fuel pesado o gasoil.
((Vientos
Los Cocos aumenta su capacidad instalada
El parque eólico estrenó 26 nuevos aerogeneradores que se unieron a los 14 construidos en 2011 y convirtieron al complejo generador en uno de los 10 más importantes de América Latina a partir del viento.
http://www.listindiario.com/economia-and-negocios/2013/12/22/304410/Un-ano-enfocado-en-la-generacion
El subsidio y los continuos apagones son la mejor evidencia del problema que ha cargado a toda la sociedad desde hace décadas y que parece no tener solución. Sin embargo, el Estado ha salido al frente en busca de más generación por medio del inicio de la construcción de las plantas a carbón que aportarán 769 megavatios al sistema.
La oferta de energía ha sido reforzada con la inauguración del Parque Energético Quisqueya, en San Pedro de Macorís, el cual aporta 430 megavatios, mientras que a principios de año se dio un paso importante en materia de diversificación y cuidado del medio ambiente, con la ampliación del parque eólico Los Cocos, cuya contribución al sistema se elevó de 25 a 77 megavatios.
Mientras tanto, el abismo entre la energía servida y la pagada ha costado al país un subsidio cercano a los US$1,035 millones durante el año, y que en 2014 recibirá del presupuesto nacional US$987.7 millones.
El que pasó fue un año considerado como crucial por la Estrategia Nacional de Desarrollo para el futuro energético del país, debido a que en enero debió de establecerse el “pacto eléctrico”, ese plan sistemático que garantizaría la solución de los problemas inmediatos mientras se asegura la sostenibilidad a largo plazo del sistema.
Los principales grupos empresariales han urgido el diálogo para el establecimiento del pacto, el cual implica el compromiso de todos los sectores de la sociedad.
Las pérdidas
El sector eléctrico también está franqueado por pérdidas que rondan el 40% de la generación, a causa del robo de la energía y al deterioro de las redes de transmisión.
En 2013 también se inició la implementación de los sistemas de telemedición y prepago en varios circuitos como planes pilotos que han mostrado resultados considerables en el combate a las pérdidas. Los resultados han sido alentadores. La Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) ha concebido la creación de “polos de generación”, lugares establecidos previamente para producir a partir de determinados combustible, por ejemplo, gas natural, carbón, combustibles líquidos, entre otros.
Los planes del Gobierno de diversificar la matriz y aumentar los niveles de generación se complementan con proyectos encaminados a ampliar las redes, con el fin de aumentar la capacidad de transmisión. Esto implica retos considerables de inversión consistente, sobrepasando obstáculos como la distancia y la incursión en nuevos terrenos, entre otros.
((Pacto
Plazo vencido para ejecutar la estrategia
“Asegurar un suministro confiable de electricidad, a precios competitivos y en condiciones de sostenibilidad financiera y ambiental”, es el objetivo principal establecido por la Estrategina Nacional de Desarrollo en materia eléctrica, para lo cual se necesita el establecimiento del pacto eléctrico, cuyo plazo de ejecución venció en enero de 2013.
((Subsidio
Gastos que limitan el presupuesto
Durante 2013 el subsidio eléctrico ascendió a US$1,035 millones, mientras que para 2014 se prevé un gasto de US$987.7 millones. Desde agosto de 2004 hasta 2013 se ha dedicado cerca de US$7,260 millones para cubrir las pérdidas del sector.
((Quisqueya
Diversificación y más energía
Las grupos Ege-Haina y Barrick Pueblo Viejo invirtieron RD$29,000 millones en la construcción de las plantas de generación Quisqueya I y II, las cuales aportan 430 megavarios procedentes de gas natural, fuel pesado o gasoil.
((Vientos
Los Cocos aumenta su capacidad instalada
El parque eólico estrenó 26 nuevos aerogeneradores que se unieron a los 14 construidos en 2011 y convirtieron al complejo generador en uno de los 10 más importantes de América Latina a partir del viento.
http://www.listindiario.com/economia-and-negocios/2013/12/22/304410/Un-ano-enfocado-en-la-generacion
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