DOCUMENTO SOBRE SECTOR ELECTRICO EN R.D.Y SU DESEMPEÑO

SANTO DOMINGO,R.D.- En el subsector eléctrico, la dependencia energética está altamente determinada por el parque de generación, que explica en gran medida los altos costos de la energía. El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) está constituido por 38 plantas térmicas y 33 plantas de hidrogeneración, todas pertenecientes a 14 empresas. La capacidad instalada es 2,727 MW y 469 MW, 
respectivamente. En total, la capacidad del sistema (2008) suma 3,197 MW. De este total, 21% corresponde a EGE-HAINA, el 14% a EGE-ITABO, 6% a Unión Fenosa, 15% a EGE-HIDRO y el 45% corresponden a generadoras de los IPP´s. En términos porcentuales, el 85% de la capacidad de generación de electricidad es térmica mientras que el 15% es de fuente hidro. La totalidad de infraestructura de generación por fuentes térmicas corresponde al sector privado mientras que la generación hidro es de propiedad de la Empresa Generadora de Electricidad – EGEHID, de carácter estatal. Por grupo de 
tecnología de generación, la capacidad existente del SENI observa la siguienteestructura porcentual: predominan las tecnologías ciclo combinado (25%) seguidas por las de motores fuel-oil (23%), las de turbinas a vapor (19%), las turbinas a gas (18%) y la generación hidroeléctrica (12%) (OC, 2008). 

 Los contratos en el sector, parte de la problemática en el diagnóstico del sector. Es importante poner de relieve los altos costos de generación eléctrica de las unidades del parque de generación, en comparación con tecnologías semejantes instaladas en otros países de la región en condiciones similares. Esto, debido principalmente a la sobre-indexación del combustible en las fórmulas para el cálculo del precio de venta de 
la energía de los generadores a las distribuidoras, establecidos en los contratos firmados en el Acuerdo de Madrid. Como componente del diagnóstico, además, cabe poner de relieve la existencia de contratos de compra-venta de energía entre las Generadoras y las Distribuidoras a muy largo plazo, lo que imposibilita a las Distribuidoras a contratar energía en mejores condiciones para beneficio de los clientes. 

Debido a la baja calidad del suministro, se ha desarrollado una alta capacidad de potencia instalada en la industria para la autogeneración, lo que abona ineficiencia al sector. En República Dominicana, el abastecimiento de energía eléctrica se realiza por dos vertientes: i) el sistema nacional eléctrico interconectado (SENI), en el que se incluye la generación de los agentes Falcondo y Metaldom; y ii) los auto productores, que son sistemas de generación establecidos por empresas e industrias para 
autoabastecerser. La capacidad instalada de autogeneración en el país sido estimada entre 1400 y 1650 MW. Esta capacidad está localizada en los sectores Zonas Francas, Resto de Industria Alimenticia, Resto de Industrias, Textiles y Cueros, Papel e Imprenta, Cemento y Cerámica, principalmente (IDEE/EF-CNE, 2003:2000). Este excesivo stock de potencia de auto producción instalada se explica, principalmente, por 
la mala calidad del servicio, los rezagos en la infraestructura de transmisión y distribución y la relación entre el costo del Kwh. autogenerado y el precio de venta del Kwh. del servicio público (CNE, 2004). En 2007, la demanda calculada de energía del SENI se estimó en 14,107 GWh. (1,944 MW), la cual fue abastecida en un promedio de 86%. El resto, la demanda no abastecida, que se explica por distintas contingencias 
(baja tensión, mantenimiento correctivo, sobrecarga, mantenimiento programado) y por políticas de gestión de la demanda (cortes de suministro) (OC, 2007; CEPAL, 2008). 

 La infraestructura de los sistemas de transmisión y distribución son débiles y aportan a la ineficiencia y a las pérdidas en el sector eléctrico. Con el proceso de reforma del sector (1999), la actividad de transmisión, en tanto que monopolio natural, quedó a cargo de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETED), de propiedad y administración estatal. La infraestructura del sistema de transmisión está constituida por 6 líneas a 138 KV Km. Actualmente, está en construcción la línea a 345 KV que tendrá una extensión de 140 Km., de los cuales 80 Km. son ya (2008) infraestructura construida. También, como parte integral de la infraestructura de transmisión, el sistema cuenta con 200 subestaciones de transformación. Desde décadas, las sobrecargas y bajos niveles de protección de las redes han constituido las debilidades más relevantes de la infraestructura del sistema de transmisión, originando pérdidas adicionales al sistema en su conjunto, fallas técnicas que acaban traduciéndose en apagones en zonas geográficas y, en el peor de los casos, originando los “black-out” o apagones generales del sistema. 
Un elemento revelador de la evolución y calidad del sistema de transmisión es el nivel de pérdidas de la energía inyectada en 2007, que se situó por debajo de 3%, casi la mitad del nivel registrado en el 2000 (5%). Para verlo en perspectiva, la dotación es alrededor de 3,200 habitantes por Km. de línea de transmisión, lo que es bajo en relación a los estándares internacionales (CDEEE/ETED, Plan de Expansión 2006-2012).

 Con el proceso de capitalización, el territorio nacional quedó comercialmente dividido en tres regiones de concesión que pasaron a ser gestionadas por sendas empresas en sus respectivos ámbitos geográficos: la Edenorte, Edesur y Edeeste. Actualmente (enero-2009), la totalidad de clientes formalizados (conectados y facturados) de las referidas empresas de distribución alcanzó 1 millón 325 mil usuarios en todos los bloques tarifarios.. Otra fuente, establece en 2.44 millones el número de viviendas conectadas a la red eléctrica (el 93% del total de viviendas existentes), de las cuales i) sólo el 33.2% posee contador eléctrico; ii) 19.4% tiene una tarifa fija1; y iii) el 47.4% no posee contador. Esta condición del mercado explica en mayor medida los altos niveles de pérdidas no técnicas registradas (Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico, 2007; ENIGH 2007). 

En el nivel de la distribución, sobresale como problema la calidad del servicio derivado de las frecuentes interrupciones del mismo, la duración de las mismas así como la baja tensión en el suministro en zonas determinadas. El sistema acumuló décadas de rezagos de mantenimiento, lo que ha sido origen de frecuentes sobrecargas en líneas y transformadores, altas pérdidas técnicas y cortes, con la consecuente baja en la confiabilidad del servicio. Además, cabe resaltar el subsidio como problema relevante del ámbito de la distribución, gran parte del cual es financiado con recursos públicos. En buena medida, la razón del monto del subsidio hay que relacionarla con el alto nivel de pérdidas no técnicas provocadas, principalmente, por el hurto de la energía; al aumento de los costos de producción de la electricidad debido a diversos factores y no traspasados a la tarifa de los usuarios; y a la no disposición de infraestructura apropiada y suficiente (redes, equipo de medición) para facturar y cobrar con efectividad la energía y aplicar con mayor eficiencia una focalización del mismo (UAAES/SEEPyD (2007). 

 Más allá de los progresos registrados en capacidad instalada de generación a raíz del proceso de capitalización, el déficit de suministro no mejoró en forma perceptible en los últimos tres lustros; antes bien, tendió a agudizarse debido al incremento de la demanda y por cortes a usuarios de bajo índice de cobranza. Las expresiones más crudas de la crisis del sector eléctrico, en lo que a suministro se refiere,se experimentaron a finales de los 80s y principios de los 90s, cuando el déficit de suministro, medido por la relación de la demanda no abastecida respecto de la demanda calculada total, superó el 40%. La entrada en operación de los contratos - PPA (Power Parchase Agreement) con los productores independientes (PPI) significó un alivio significativo al problema por el lado de la oferta, y resultó en una reducción drástica de 
dicho déficit, hasta 13.5% (1993). Desde entonces hasta acá, el déficit de suministro promedia 16.5%, resaltando como excepción los niveles pico registrados en 1998 (22%) y 2004 (31%). En 2008, el déficit de suministro en el sistema interconectado promedió 9.7% (OC, Informe de Operación de Mediano Plazo, 2008). Cabe indicar que en condiciones de óptimo funcionamiento de un sistema eléctrico el déficit de suministro debe ser igual a cero en tiempo real. La confiabilidad del suministro sigue siendo, por tanto, un componente importante de la problemática del sector eléctrico, que se expresa en energía no suministrada y en apagones.


www.camaradediputados.gov.do/masterlex/MLX/docs/2F/1B0/1B1/1C5/1DE/1E3.pdf

Día de la Seguridad e Higiene Industrial

Santo Domingo.-La seguridad y la salud en el trabajo es motivo de preocupación en todo el mundo para los gobiernos, los empleadores, los trabajadores y sus familias.

Si bien algunas industrias son por naturaleza más peligrosas que otras, colectivos como los de migrantes u otros trabajadores marginales corren a menudo más riesgos de sufrir accidentes de trabajo.

En ese sentido, la asamblea General de las Naciones Unidades proclamó al 28 abril como Día de la Seguridad y Salud en el Trabajo, para crear conciencia con la finalidad de disminuir las cantidades de accidentes que ocurren en las industrias a nivel mundial.

De acuerdo con David Hernández, gerente Comercial de Kimberly Clark Professional Hispaniola esta iniciativa de prevención para los empleados es muy positiva, ya que busca asegurar la integridad física de los colaboradores, porque regresar a sus hogares tal como salieron es lo más importante, es la familia la razón por la que salen a trabajar.

Hernández dijo que esta medida se concentra en mantener seguro y saludable el colaborador y su lugar de trabajo. Como la pasada semana se celebró el Día Mundial de la Seguridad en el Trabajo, Kimberly Clark como multinacional comprometida a ayudar a las empresas a crear lugares de trabajos excepcionales, haciéndolos más seguros apoyado bajo su plataforma de gestión industrial, impartió varias charlas.

http://eldia.com.do/salud-de-empleados-debe-ser-preservada/

IMPORTANCIA DE CONTROLAR LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

SANTO DOMINGO,R.D.- El presente informe se ha escrito con la finalidad de establecer un marco objetivo como punto de partida para determinar en qué área del sector eléctrico el Estado debería focalizar sus recursos económicos. También, se espera que ayude a valorar en qué medida se requiere incrementar la generación del país en función de la mejoría que pudiesen alcanzar las empresas distribuidoras (EDE Sur, EDE Norte y EDE Este) en el control de sus pérdidas y en el cobro de las facturas a sus clientes. Para ello, se ha utilizado como información de base los antecedentes presentados en los Informes de Desempeño que la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) ha venido publicando en su página web (www.cdeee.gov.do) desde el año 2005 hasta el año 2011.
El enfoque empleado es analizar los resultados obtenidos por el sector distribución en el control de las pérdidas de energía y cobros en últimos siete años y compararlos con aquellos que estas empresas hubiesen presentado, si su desempeño en estos renglones hubiese estado en niveles acordes a los de empresas similares en otros países. Se ha intentado que la forma en que se desarrolla el análisis sea suficientemente sencilla como para que cualquier ciudadano pueda entenderlo con facilidad y obtener sus propias conclusiones.
Resumen ejecutivo
A partir de la información publicada por la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) en su página Web, se analiza el desempeño del sector distribución para el periodo 2005 al 2011 comparándolo con los resultados que se hubiesen obtenido en cuanto a compras y ventas de energía si las pérdidas de energía se hubiesen corregido al 12%. También se analiza como ello ha influido en las transferencias del Estado al sector Distribución.
A partir de un crecimiento supuesto para la demanda de un 3.5% anual, se proyectan los resultados económicos de las empresas distribuidoras para el periodo 2012 - 2017, en compras y ventas de energía, en dos escenarios comparativos; por un lado manteniendo el nivel de pérdidas de energía del año 2011 (33%) y por otro, con un calendario de reducción gradual de pérdidas que llega a 14% en el año 2016 y a 12% en el año 2017.
Se concluye que en el periodo 2005 – 2011 las empresas distribuidoras han reducido las pérdidas de energía (desde casi un 45% en el 2005 a un 33% en el año 2011), pero aún ellas están lejos de alcanzar un resultado acorde a una operación estable y que no requiera la ayuda estatal. Las pérdidas acumuladas de energía, en exceso del valor meta de 12%, ascienden a 27.560 Gwh en ese periodo y el hecho que en el año 2011 las pérdidas de energía hayan llegado a un 33.03% en lugar de un valor alcanzable de 12%, originó una mayor compra de energía de 1,513 Gwh; esto quiere decir que sólo para alimentar las pérdidas de energía se requirió durante el año 2011 el equivalente a una central térmica de 250 MW, operando con un factor de carga de 70%.
Por otro lado, los aportes del Estado1 a las Empresas Distribuidoras para financiar sus deficiencias operacionales (pérdidas de energía y sobrecostos operativos) totalizaron US$ 3,222 Millones en el periodo 2005-2011. A esa cifra se le agregaron transferencias por US$1,406 Millones correspondientes al subsidio tarifario, para un total de transferencias de US$ 4,628 Millones. El análisis muestra que estas cifras son consistentes con los recursos requeridos por las EDES al haber estado sus pérdidas por sobre el 12%. En efecto, los cálculos que se desarrollan muestran que el costo del exceso de pérdidas de energía en ese periodo alcanzó a los US$ 3,318 Millones, cifra muy parecida a la transferencia que efectuó el Estado de US$ 3.222 Millones.
Respecto del impacto económico de las pérdidas de energía y tomando como ejemplo el desempeño del año 2011, se muestra que la componente de precio final asociada al exceso de pérdidas de energía es de cUS$ 6.4 para ese año. En otras palabras, este valor representa la porción que requiere el precio final para financiar las pérdidas de energía entre el 33% y el valor meta de 12%. Alternativamente, este es el sobrecosto que debe incorporar la tarifa media final para absorber las pérdidas por ineficiencia comercial.
En cuanto al escenario futuro, a partir del crecimiento anual de la demanda supuesto en 3.5%, y con un programa que reduzca las pérdidas en el año 2016 al 14%, se obtiene que ese año (2016) se evitaría la construcción de una central térmica de 300 MW, en comparación con la alternativa de dejar las pérdidas inalterables en el valor alcanzado el año 2011.
Se concluye que la decisión evidente, de cara al futuro, es focalizar los recursos de inversión en los programas de control de pérdidas ya que ellos por un lado reducen el costo de compras de energía de las empresas distribuidoras y aumentan sus ventas, con lo que se eliminan la necesidad de recursos estatales para financiar sus operaciones y, adicionalmente, esta decisión permite postergar en varios años la construcción de nuevas centrales generadoras, con la consiguiente liberación de recursos de inversión para otros fines. Evidentemente, otro efecto positivo es la consiguiente reducción en el gasto asociado a la importación de combustibles para la producción de electricidad.
Finalmente, cuando las empresas distribuidoras reducen la presión sobre el parque generador (producto de reducir sus pérdidas de energía), enfrentan un precio menor de compras en el mercado spot, ya que se disminuye el uso de las centrales marginales de mayor costo de operación.

Fuente: CDEEE.

Población mundial respira aire contaminado

Ginebra, 7 may (EFE).- La calidad del aire se deteriora paulatinamente en el mundo, según un informe presentado hoy por la Organización Mundial de la Salud (OMS) que revela que más de la mitad de la población mundial reside en urbes con índices de polución 2,5 veces mayores de los recomendados por el organismo.

El informe hace un análisis de la calidad del aire en 1.600 ciudades de 91 países, del que se desprende que sólo el 12 por ciento de la población mundial que reside en ciudades respira aire limpio.

"Lo más importante a destacar es que la situación empeora en casi todos los lugares, y especialmente en los países en desarrollo", señaló en rueda de prensa María Neira, directora de Salud Pública y Medio Ambiente de la OMS.

La polución se agrava particularmente en los países emergentes, y la presencia de partículas en suspensión es especialmente elevada en las ciudades de los países del Golfo Pérsico y del Sudeste asiático.

Los datos con los que cuenta la OMS no son comparables porque se refieren a años diferentes (desde 2008 a 2012), y porque los sistemas de medición son distintos, por lo que el organismo rehúsa hacer una clasificación jerárquica de las urbes más y menos contaminadas.

Dicho esto, del informe se desprende que entre las ciudades más contaminadas del planeta se encuentran Nueva Delhi, Dacca, Ulan-Bator (Mongolia), Pekín y Karachi en Asia; Abu Dabi, Doha, y El Cairo en Oriente Medio; Dakar y Accra en África; y Sofía y Ankara en Europa.

En América Latina, la ciudad con peores indicadores es Lima, y la que tiene un aire más limpio es Salvador de Bahía.

El informe ofrece datos sobre 46 ciudades españolas, de los que se desprende que la urbe con peor calidad del aire es La Línea de la Concepción, en el sur, y la que tiene el aire más limpio Las Palmas, en las Islas Canarias.

La información incluida en el informe ha sido entregada voluntariamente por los países, por lo que puede haber casos más extremos que no figuran en el estudio.

Éste mide especialmente el nivel de las partículas contaminantes PM 2,5 -las más pequeñas y más perjudiciales ya que pueden penetrar directamente en los pulmones- que son consideradas las más peligrosas y por tanto son el mejor indicador de los riesgos para la salud de la contaminación ambiental.

El nivel "razonable" de estas partículas es una media anual de hasta 10 microgramos por metro cúbico. Si la presencia es mayor se puede considerar que existe contaminación perjudicial para la salud y si es menor, que el aire es limpio.

Es decir, se considera que Salvador de Bahía es la que tiene el aire más limpio porque la media anual indicó que "sólo" estaban suspendidos en el aire 9 microgramos de PM 2,5 por metro cúbico.

Ibarra, en Ecuador, se sitúa en segunda posición porque también relevó 9 microgramos de PM 2,5 pero contabilizó 18 microgramos de PM 10, mientras que en Salvador el nivel de PM 10 fue de 17.

Las PM 10 son unas partículas contaminantes que también están suspendidas en el aire pero son un poco mayores que las PM 2,5 y por tanto son menos perjudiciales.

Por otra parte, la ciudad donde se detectaron los peores índices fue la capital peruana.

Si bien el índice general para la ciudad es de 38 microgramos de PM 2,5 por metro cúbico, en la subdivisión de Lima Norte se revelaron 58 microgramos, es decir casi seis veces el nivel establecido por la OMS.

El estudio diferencia a Lima Norte (58) de Lima Este (36) y Lima Sur (29).

"Consideramos la media anual porque es la que nos da una indicación real del peligro al que están expuestas las personas y que les puede afectar a largo plazo. En todos los lugares hay picos de contaminación, pero estos pueden estar ligado a fenómenos pasajeros y que no tengan consecuencias", agregó Neira.

Las altas concentraciones de las partículas finas se asocian con un gran número de muertes causadas por infartos y ataques cerebrales, por lo que la OMS advierte de que residir en ciudades donde los niveles son dos veces y media los recomendados "pone a la población en riesgo de padecer problemas de salud a largo plazo".

El pasado marzo, la OMS reveló que más de siete millones de personas mueren anualmente en el mundo a causa de la contaminación ambiental ya sea fuera o dentro del hogar, lo que convierte a la polución en el principal riesgo medioambiental para la salud. EFE

http://www.elnuevodiario.com.do/app/article.aspx?id=373913

DOCUMENTO TEMÁTICO SOBRE ENERGÍA EN R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- Alcance. El sector energía abarca tres subsectores: hidrocarburos, electricidad y energía renovable. En lo que sigue, se presenta un diagnóstico sumario sobre la problemática energética nacional y su expresión en los subsectores referidos. Se centra la atención en la dotación de infraestructura, relativa a la disponibilidad de recursos y de activos físicos para el procesamiento, transporte, distribución y comercialización de 
bienes o servicios energéticos. Se presenta, además, una propuesta de lineamiento estratégico sectorial, que recoge las propuestas contenidas en estudios, planes y programas formulados de cara al mejor desempeño sectorial. Finalmente, se presenta un perfil de planteamientos y funciones de los principales involucrados en el desarrollo y gestión del sector. 

I. DIAGNÓSTICO. 

2. Sumario de las debilidades del sector energía. Las expresiones más relevantes de la problemática energética nacional son, en general: i) un stock muy limitado de fuentes energéticas convencionales y alta dependencia de fuentes importadas, principalmente del petróleo, con aporte muy modesto de las fuentes hidro y una considerable incidencia del uso de la biomasa (leña, subproductos cañeros …); particularmente en el sector eléctrico: ii) serias dificultades para asegurar un abastecimiento seguro y eficiente a partir del sistema eléctrico nacional interconectado (SENI); iii) baja eficiencia del parque de generación, predominantemente térmico; iv) proliferación de la auto producción de energía eléctrica en todos los sectores de consumo final; v) baja complejidad técnica del parque de generación, favoreciendo la producción en base a fuel oil; vi) altas pérdidas técnicas y no técnicas en la distribución de electricidad; vii) 
altos precios de compra-venta de energía por parte de las distribuidoras; viii) excesiva dependencia de los subsidios públicos para el sostenimiento del sector y la prevalencia del subsidio generalizado a la tarifa, así como el subsidio geográfico en los denominados barrios carenciados (PRA); ix) alta propensión en incidencia de la cultura del no-pago de la energía; x) inusualmente alta participación del uso de ventilación y 
acondicionamiento de ambientes en el consumo eléctrico de los hogares urbanos; en el sector hidrocarburos, xi) inusualmente alta participación del transporte en el consumo energético final, explicado por la baja incidencia del transporte colectivo como medio de transporte público. Con respecto a la cultura de consumo, xii) gran propensión al derroche de energía (electricidad y combustibles), que combina una gran debilidad en desarrollo y gestión de una política activa orientada al ahorro y eficiencia energética; y en energía renovable, xiii) a pesar del alto potencial de los recursos (radiación solar, biomasa, vientos, mar), su aprovechamiento en generación de energía es prácticamente inexistente o está en ciernes todavía (CNE/FB, 2003; CEPAL, 2000; CEPAL, 2008; Plan Integral para la Recuperación del Sector Eléctrico, 2006). 

A. Dotación y calidad de la infraestructura del sector energía. 

3. La existencia de una infraestructura energética poco diversificada y altamente dependiente de las importaciones, hace que el suministro constituya un factor limitante del desarrollo económico y social sostenido.. Pese a que la geología es calificada como promisoria, hasta la actualidad el país no cuenta con reservas probadas de fuentes energéticas de origen fósil, debiendo recurrir a la importación de petróleo y 
derivados, carbón y gas natural para cubrir la demanda. En 2005, el 69% de la oferta energética disponible para satisfacer la demanda, estimada en 3,744 Ktbep (1 Ktbep = mil toneladas métricas de barriles equivalentes de petróleo), es de origen importado; y del total importado, el 81% corresponde a petróleo y derivados mientras que el resto es gas natural y carbón (OLADE, 2005). 

4. La totalidad de la oferta de energía basada en fuentes locales (31%, 2005) es de fuentes renovables, específicamente leña (18.6%), bagazo de caña (7%), hidroelectricidad (4%), carbón vegetal (0.6%) y energía solar (0.12%). A la leña se la considera un rubro o fuente energética no sustentable y, por consiguiente, indeseable tanto por su incidencia sobre la pobreza como en el deterioro del medio ambiente 
(OLADE, 2005). 

5. A la escasa dotación de recursos en estado natural, se suma el rezago en infraestructura y activos logísticos para procesar y facilitar en condiciones de eficiencia el suministro de bienes y servicios energéticos al consumidor final (refinerías, oleoductos, centrales de generación y redes de transporte y distribución). La conjunción de estos elementos, alta dependencia de importaciones y debilidad en infraestructura y 
logística, configura un panorama poco propiciatorio del desarrollo económico y social. 

6. En suma, la matriz energética es poco diversificada y altamente dependiente del petróleo. Pese a los cambios notables registrados en lo que va de la presente década, con tendencia a reducir la incidencia del petróleo y a aumentar las propias de carbón y gas natural para fines de generación, la característica esencial de la matriz sigue siendo su alta dependencia de las importaciones, especialmente del petróleo. Este escenario representa vulnerabilidad y riesgo para la provisión de energéticos (combustibles y electricidad), tanto como bien intermedio como para consumo final. 

7. Como agravante, la disposición de fuentes-hidro es muy modesta y su explotación es aún limitada; en lo que respecta al resto de fuentes renovables (principalmente viento y sol), la explotación del rico potencial es todavía imperceptible. El aporte de las fuentes renovables no representa, por tanto, un atenuante de consideración a la vulnerabilidad energética y su incidencia en el desenvolvimiento económico y social. El potencial energético de las más de 100 cuencas de que está dotado el territorio nacional se estima en 2,000 MW de los que, en la actualidad, sólo el 28% está bajo explotación. La infraestructura hidroeléctrica está 
constituida por 33 generadoras, incluidas 8 mini hidroeléctricas; en su totalidad han alcanzado a generar hasta 1,591 GWh al año (2004), producción que contrasta con la capacidad instalada de generación de energía en el conjunto del sistema nacional (14,681 GWh). La estructura de generación en el sistema eléctrico nacional (15% hidro Vs. 85 térmica) discrepa mucho con el perfil del promedio de la región América Latina y el Caribe (56% hidro Vs. 40% térmica), evidenciando la mayor vulnerabilidad de la 
economía ante adversidades externas como el alza de los precios de la energía en el mercado internacional. El desarrollo de una política de reforestación de las cuencas hídricas del país es citado como un elemento crítico para la supervivencia de las mismas ante los embates de la sedimentación y para la preservación de la vida útil de los proyectos de generación hidro (INDRHI, 2005; CNE, 2004). El de las fuentes renovables, mucho potencial y poco aporte. Pese al gran potencial para el desarrollo de energía basado en fuentes renovables, principalmente solar y eólica, así como para la producción de biocombustibles, hasta la actualidad, su explotación es casi inexistente. Como fuentes renovables de energía con potencial 
técnicamente factible se citan i) una temperatura promedio anual de 25 grados centígrados, capaz de generar 5.5 kWh/m2/día; ii) el potencial que representa la energía eólica, con alrededor de 1,500 km2
 de áreas ventosas bien calificadas, con posibilidad para generar 10 mil MW de capacidad instalada y hasta 24 mil kWh de energía, es promisorio ya que representa alrededor del doble de la demanda calculada actualmente (CNE, 2004; CEPAL, 2008). El desarrollo de energía renovable está limitado 
fundamentalmente a la hidroelectricidad y al uso de la biomasa, principalmente leña (que representa un porcentaje significativo de la matriz energética), subproductos de la industria cañera y cáscara de arroz. Actualmente, la literatura disponible hace referencia a la existencia de entre 10 y 15 mil paneles solares instalados en comunidades aisladas, principalmente. El desarrollo de parques eólicos de generación a penas inicia, propiciado por el marco legal de reciente aprobación, a saber, la . Ley No. 57-07 y su Reglamento de Aplicación, aprobado mediante el Decreto No. 202-08. (CEPAL, 2000; CEPAL, 2008; CNE, 2004).

http://www.camaradediputados.gov.do/masterlex/MLX/docs/2F/1B0/1B1/1C5/1DE/1E3.pdf

Situación del sector eléctrico dominicano

SANTO DOMINGO,R.D.- No obstante los esfuerzos realizados por el gobierno en el sector eléctrico –proyecto de cambio de matriz de generación; inicio de construcción de las plantas a carbón; ley para incorporación de la CDEEE a la generación; aumento en el uso del gas natural licuado GNL en la generación del sistema; incremento de las inversiones en transmisión y distribución y mejora de las cobranzas de las EDEs, entre otras acciones- el déficit del mismo ha ido en crecimiento y se entiende que continuará esta tendencia.

El crecimiento del déficit, a pesar del aumento relativo en las cobranzas, se debe al incremento anual del precio de los combustibles de alrededor del 14% en promedio, a lo que se suma alrededor de un 40% consecuencia de sobre-indexación de sus costos contenidos en los acuerdos con los productores de electricidad.

El enfoque gerencial de reducción de gastos administrativos, aunque correcto, se ha concentrado en menos del 8% de los costos totales del sistema, lo que representa un techo muy reducido en su alcance. Mientras, los demás costos se incrementan, por tanto eliminando por mucho los “logros del sistema eléctrico”.

En los últimos años el déficit es el siguiente:

El déficit proyectado para los próximos años se estima a continuación:

Al aumento del déficit contribuyen una serie de factores como son las pérdidas técnicas, las pérdidas no técnicas y el sobrecosto en generación, el cual está a su vez afectado por diversos factores, como son: sobrecostos de combustibles, pagos a las empresas generadoras por capacidad instalada y no por capacidad servida, y por costos por intermediación en la compra y venta de energía, es decir, cuando un generador compra a otro para vender a una empresa distribuidora y realiza una “ganancia” (renta) puramente en papeles (contable) sin reflejar los costos reales de producción.

a) Pérdidas técnicas

Se producen por ineficiencia y/o deterioro de las de las redes de distribución y de transmisión de electricidad. Se estima que un 14% de la energía producida se pierde por esta razón. Para reducir este tipo de pérdidas se requiere invertir en la rehabilitación de las redes de distribución y transmisión, para lo cual ya se están llevando a cabo proyectos de rehabilitación de redes. La estimación de inversión que debe realizarse para reducir estas pérdidas a niveles promedios de la región es de US$ 500 millones.

b) Pérdidas no técnicas

Se producen por ineficiencia en la cobranza de la energía eléctrica y por el robo directo de energía. Se producen al servir energía eléctrica y no cobrarla, ya sea porque el usuario tiene una conexión irregular o por ineficiencia en las cobranzas. Este segmento se estima representa un 28% de la energía producida.

En consecuencia de lo anterior, las pérdidas totales representan un 42% de la energía entregada, restando solamente un 58% de energía efectivamente cobrada.

c) Sobrecosto de la generación del sistema eléctrico

Un elemento de suma importancia que contribuye al incremento de déficit acumulado del sector eléctrico es el sobrecosto en generación, el cual será para este año 2014 de alrededor de US$600 millones, al margen de los beneficios normales de la venta de energía que fueron considerados en el proceso de capitalización. Este sobrecosto aumenta con el crecimiento de los combustibles por desviaciones en la aplicación de los contratos, ya que la fórmula de pago de la energía contempla el pago del conjunto de plantas del sistema incluyendo las turbinas de gas y las plantas menos eficientes de Fuel Oil 6, que al no ser operadas como parte del conjunto, se manifiesta más profundamente un sobrepago de la energía como sobre indexación del pago de la más eficiente.

Ejemplo de esto, en las empresas que se les cedió la mayor capacidad: EGEHaina no opera en más de un 10%; Puerto Plata I y II, San Pedro, y sacó un contrato aparte para Haina TG, disminuyendo su capacidad de producción a un promedio menor de 160 MW con un contrato para generar 350 MW. El resto es compra de energía barata del sistema (carbón-gas natural-hidroeléctrica) y la revenden a las Distribuidoras (EDEs)como si fuera producida con petróleo.

EGEItabo vendió las cinco turbinas GEC-Alstom de gas de 34.5 MW compradas por la CDE en 1998, y que estaban a su cargo luego de la capitalización, como parte del pago que correspondía a su formula de pago y su capacidad, operando solo las planta de carbón de Itabo.

Las distorsiones que pudieran tener las fórmulas de pago de energía fueron acrecentadas por disposiciones unilaterales y la permisividad administrativa de la CDEEE, lo cual puede ser corregido sin negociación de los contratos, pues estos ya no corresponden a la operación como fuera contratada; con los resultados de sobrecostos manifestados en los aspectos siguientes:

i) Por combustibles

Los montos facturados por las generadoras a las distribuidoras por concepto de energía suministrada, contienen pagos adicionales por el componente combustible en una doble vertiente, contenida en la aplicación de la fórmula establecida en contratos, utilizada para determinar el precio de la energía. En el año 2009 significó más 230 millones de dólares.

El aspecto de mayor impacto en este sobrecosto por combustible está en la fórmula de ponderación del valor indexado, el cual toma como referencia el Fuel Oil No. 6 (Bunker C). El Acuerdo de Madrid, firmado en agosto de 2001, establece una fórmula para calcular el precio de compra de energía, que contiene elementos que sobre-indexan las variaciones de los precios de los combustibles en un 30%, lo cual resulta en un sobreprecio al momento de facturar la energía a las empresas distribuidoras. Las empresas generadoras que participan en este acuerdo son EGEHaina (350 MW), EGE Itabo (300 MW), AES Los Mina (230 MW), Palamara La Vega (150 MW), CE Puerto Plata (50 MW) y CDEEE (100 MW).

En virtud de que la fórmula indicada ya no refleja la actual matriz de combustible de generación, en la cual prevalecen el gas natural, el carbón, hidroeléctrica y fuentes renovables; se genera una elevada sobrevaloración de este costo, aún se usen otros combustibles de inferior precio.

El Acuerdo tiene dos componentes importantes: venta garantizada a las EDEs hasta el año 2016; y el pago independiente, a precio indexado, de los combustibles para la generación eléctrica.

El gobierno dominicano ha tratado de renegociar voluntariamente los referidos contratos, lo cual ha sido infructuoso, con excepción de la Generadora Palamara La Vega y la CDEEE. La renegociación de Palamara La Vega fue realizada en 2007, con una reducción de costo anual superior a los US$35 millones.

Los contratos entre la CDEEE y los Productores de Energía Independientes (IPPs) generan sobreprecios por la aplicación de sus contratos, relacionados con la compra de combustible y otros cargos asociados.

En este sentido, el sobrecosto por combustible representa alrededor de US$250 millones anuales.

ii) Pagos a las empresas generadoras por capacidad no disponible

Los contratos de compra y venta de energía entre generadoras y distribuidoras estipulan un pago por capacidad o potencia en MW a las generadoras para cubrir sus inversiones. Sin embargo, algunas generadoras tienen capacidad inferior a la contratada y se le paga por esta última. Por este concepto se genera un sobre costo anual del orden de 40 millones de dólares en 2010, que crece anualmente con el Índice de Precios al Consumidor (IPC) de los Estados Unidos, lo que representa un pago adicional de una inversión no existente.

El efecto financiero del pago a las empresas generadoras por capacidad no disponible asciende a alrededor de US$40 millones anuales.

iii) Intermediación en la compra y venta de energía y vulneración del orden de mérito

Algunas empresas generadoras que carecen de capacidad disponible para cumplir con sus contratos, compran energía permanentemente en el mercado spot a menor precio y venden a las distribuidoras a precios mayores. Estas operaciones originan aproximadamente US$60 millones anuales, con factores de indexación del IPC de los Estados Unidos.

Recientemente, un acuerdo con EGE Itabo, EGE Haina y DPP Los Mina sobre compra de electricidad permitiría una reducción en los costo de dicha intermediación de alrededor de US$20.5 millones anuales.

Bajo el escenario actual, las operaciones de intermediación en la compra y venta de energía representan un costo de aproximadamente US$40 millones.

Concluyendo, los costos extraordinarios (sobre costos), como se ha podido observar, tienen monto anuales entre 300 y 400 millones de dólares, pudiendo alcanzar más de 400 millones en los próximos años, fundamentados principalmente, en el crecimiento del precio de los combustibles. Para el año 2014 según la proyección de precios iniciales, el sobre pago superaría los 600 millones de dólares.

Composición de la matriz energética

Potencia Instalada y Capacidad Efectiva Disponible por empresas y centrales de generación – Abril 2012

Fuente: Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc. Informe Mensual de Operación Real, Abril 2012.

Detalle de energía abastecida por empresas y centrales de generación- Abril 2012

Fuente: Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc. Informe Mensual de Operación Real, Abril 2012.

Capacidad instalada por tipo de combustible – Abril 2012

Fuente: Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc. Informe Mensual de Operación Real, Abril 2012.

Capacidad instalada por tipo de tecnología – Abril 2012

Fuente: Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc. Informe Mensual de Operación Real, Abril 2012.

Energía abastecida por empresas por tipo de combustible – Abril 2012

Fuente: Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana, Inc. Informe Mensual de Operación Real, Abril 2012.

Según se observa en el gráfico anterior, los niveles de abastecimiento según el tipo de combustible actualmente muestran que ha aumentado el uso de gas natural y carbón en la matriz energética, y se ha reducido el uso de Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2. Los niveles de abastecimiento tomados como referencia (en GWh), del mes de abril de 2012, resultan ser niveles normales y comparables con los niveles de los demás meses del año, aproximadamente equivalente al promedio de los niveles de abastecimiento del año completo.

Al observar el despacho de energía de marzo y abril de 2012, llama la atención que aproximadamente un 34% del total de la energía servida es a base de GNL, lo cual sumado a la energía producida por carbón (15.90%) y por hidroeléctricas (15.21%), y a la energía eólica (0.46%), asciende a un 65.5%. Del total de la energía servida, solamente un 34.2% corresponde a Fuel Oil 6 y Fuel Oil 2, en comparación con un 50% que se registraba hace algunos años. De hecho, capacidad instalada y la capacidad real actuales todavía refleja niveles mayores de producción a gas natural, en comparación con la matriz de despacho a abril de 2012.

Lo anterior supone que solo faltaría corregir las distorsiones contractuales y operativas anteriormente señaladas para que los cambios de la matriz puedan surtir mayor efecto en la reducción del déficit. Esto en adición a la instalación de nuevas centrales de generación (Quisqueya I y II con 430 MW) y la conversión de CESPM (270 MW) a gas natural, así como la suma de las nuevas plantas que están ya en proceso de construcción (carbón Baní) o proyectadas a licitar (Gas Natural en la costa norte).

Inclusión de nueva generación

El parque de generación actual, aparece con una capacidad nominal instalada de 3,112 MW; sin embargo, regularmente están disponibles entre 1,700 y 1,900 MW, y en algunas ocasiones tan bajo como 1,325 MW (un 44% de la capacidad instalada), lo que representa el promedio disponible en todo el año, con un mínimo disponible de unos 1,000 MW, capacidad que definiría la capacidad confiable del sistema de un país de Centroamérica y América del Sur, con algunas excepciones, para no hablar de Europa y Norteamérica y Asia.

Las causas de estas enormes diferencias entre la capacidad instalada de 3000 MW y la normalmente disponible de 1325 MW, se deben esencialmente a: obsolescencia de algunas plantas y falta de inversión de nuevas; necesidad de mantenimiento. A esto también contribuye la estructura de la matriz energética y los sobrecostos indicados anteriormente.

En este sentido, se entiende que 30 plantas térmicas integradas al parque de generación, únicamente son capaces de producir 1325 MW de capacidad promedio, incluyendo las hidroeléctricas, para una media de 44 MW por unidad.

Demanda de capacidad actual y futura

La demanda máxima (demanda pico) de capacidad ha superado los 2360 MW. Para satisfacer esta demanda de capacidad máxima se necesita una capacidad real disponible de aproximadamente 3100 MW, lo cual excede la capacidad real disponible en la actualidad.

Asumiendo un crecimiento anual de la demanda de 3.5%, que dada la “demanda reprimida” existente por alto costo podría duplicar ese estimado, la demanda de capacidad requerida del sistema interconectado al 2016 sería de 3940 MW firmes. Se precisa que el crecimiento promedio anual de la demanda durante el periodo 1990-2009, fue de 5.9%.

Capacidad Actual Faltante

El déficit de capacidad del sistema interconectado era en el año 2009 de unos 1,775 MW. Producto de restar a la capacidad requerida de 3,100 MW y la oferta normalmente disponible de 1,325 MW.Entre el 2012 y 2016, año en que entrarían en operación las plantas generadoras que integran el plan de expansión, existe una brecha de 4 años, en la cual la problemática en el suministro de energía requiere de acciones que permitan un servicio más satisfactorio a la sociedad. Asumiendo que se hubieran contratado 1200 MW por el Estado en 2012, esa energía de bajo costo solo puede entrar, por fases, entre 2015 y 2018. Sin embargo, a pesar de la importancia cardinal de la reciente contratación de 700MW a carbón al Consorcio Odebrecht/Estrella, estamos cortos de casi 1,000 MW (a carbón y/o GNL) para completar los cambios de matriz eléctrica antes de 2018.

La capacidad faltante al 2016 es aproximadamente de 2,615 MW. Producto de restar de la demanda de capacidad, en ese año, 3,940 MW menos la oferta normalmente disponible de 2009 de 1,325 MW (asumiendo que ésta se mantenga constante). Por tanto, el Plan de Expansión debe contener la entrada de otros 1,200 MW entre 2014 y 2016, que podría ser una combinación de plantas de GNL y Plantas de Carbón ya contratadas, y parque de gas natural a ser contratadas mediante una licitación pública internacional por el Estado dominicano.

Sugerencias

a) Hacer los arreglos para que se pueda proceder, mediante resolución la Superintendencia de Electricidad, a transferir la gestión de combustibles al Estado, a través de la Refinería Dominicana de Petróleo (Mesa de Combustibles). El Acuerdo de Madrid permite que la gestión de los combustibles puede ser asumida por las EDEs.

Esta modificación, por sí sola, podría eliminar un total entre US$200 y US$300 millones a los niveles de subsidios del Estado al sistema eléctrico.

Además, y como consecuencia de la reducción del precio de compra de energía, el impacto del robo de energía sería reducido ya que la pérdida que genera el hurto, se corresponde directamente con el costo de la energía a las EDEs. Lo mismo ocurriría en las pérdidas técnicas.

b) La corrección, a través de auditorías de potencia, referente a la diferencia entre la potencia disponible y la entregada de los generadores actuales.

c) Eliminación de la intermediación de las empresas generadoras en la compra de energía a terceros, manteniendo el orden de mérito y su venta en beneficio de las EDEs como se establece en la Ley General de Electricidad y su reglamento.

d) Continuar el proceso de inversión en rehabilitación de las redes de distribución de electricidad y continuar con el proceso de aumento de las cobranzas

e) Conversión de CESPM (antigua Cogentrix) a gas natural (GLN), procurando la ejecución del proyecto planteado hace muchos años por medio del cual se incorporaría a la oferta unos 270 MW, que regularmente no están disponibles, eliminando el costo por capacidad y reduciendo el costo de la energía.

f) Continuar con el plan de expansión del sector eléctrico, que se materializará inicialmente con la adjudicación, de la licitación convocada por la CDEEE para la instalación de nuevas centrales de generación en Baní de 700 MW a carbón, y ampliar dicha licitación a no menos de 900MW adicionales a Gas Natural en Manzanillo, a cargo de CDEEE, como fue planteado y desarrollado por el Presidente Medina en su discurso del 27 de febrero de 2013.

http://vanguardiadelpueblo.do/2014/03/04/consideraciones-sobre-la-situacion-del-sector-electrico-dominicano/

La Seguridad Social en R.D. pasa por momentos muy difíciles -

SANTO DOMINGO,R.D.- A sus 13 años, el Sistema Dominicano de Seguridad Social (SDSS) pasa por momentos muy difíciles y su fortalecimiento luce frenado por un modelo económico reconocido como excluyente por el presidente Danilo Medina y los más prestigiosos economistas del país.

Este modelo excluyente se expresa en un desempleo que supera el 14% y una población laboral de 4,051,777 personas, de las que 2,211,313 son trabajadores informales o cuentapropistas.

Ni los cuentapropistas ni los desempleados tienen acceso a la seguridad social, a menos que no figuren como dependientes de otro asegurado, que si es del Régimen Subsidiado significa un mayor gasto en salud para el Estado.

De una población de 10,378,267 personas, menos del 55% está asegurada, y de este porcentaje el 51% pertenece al Régimen Contributivo, que entró en vigencia en el año 2007, y un 49% al Subsidiado.

Las dificultades

Sobre el SDSS penden, además, el bajo presupuesto para el sector Salud, que apenas alcanza el 1.8 del producto interno bruto), prácticas empresariales desleales y anti éticas, como es una alta elusión en el pago a la Tesorería de la Seguridad Social, así como posibles modificaciones al Código Laboral impulsadas por la Confederación Patronal Dominicana (Copardom) y otros sectores económicos que, como los llamados contratos basura (válidos por no más de dos años), van en contra de la creación de empleos de calidad.

Al respecto, el presidente del Consejo Nacional de Unidad Sindical (CNUS), Rafael -Pepe- Abreu, dijo a elCaribe que los empresarios deben explicar cómo se pueden crear empleos de calidad a la vez que se disminuyen los beneficios y derechos de los trabajadores.

A su juicio, aprobar las modificaciones al Código Laboral propuestas por los empresarios sería igual a darle un tiro de gracia al Sistema Dominicano de la Seguridad Social.

“Si el trabajador no gana un buen salario no puede hacer buenos aportes a la Seguridad Social, lo que es peor si a eso se le suma la alta elusión y la alta evasión que cometen los empresarios en perjuicio de sus empleados y del Sistema Dominicano de Seguridad Social”, apuntó.

En el caso de la elusión, para el año 2011 la Tesorería de la Seguridad Social tenía un estimado de más de 150,000 trabajadores afiliados a la Seguridad Social cuyos empleadores reportaban cotizaciones de hasta RD$2,000 o menos, lo que es muy inferior al más bajo de los salarios mínimos.

El caso fue conocido en el Consejo Nacional de la Seguridad Social, que emitió la resolución 252 ordenando a la Tesorería acabar con dicha práctica, que no es más que una vía de financiamiento empresarial desleal. Sin embargo, dicha resolución parece no haberse aplicado, y de acuerdo con estimaciones oficiales, en el año 2013 la elusión afectó negativamente a más de 200,000 trabajadores.

Las aseguradoras

De acuerdo con Fulgencio Severino, cardiólogo y experto en asuntos de Seguridad Social, otro problema grave por el que atraviesa la Seguridad Social Dominicana lo constituyen las maniobras que hacen las ARS privadas para aumentar sus ganancias.

Entre dichas maniobras como la discriminación a la hora de afiliar a los trabajadores, lo que resulta en un menor gasto para las empresas; la prolongación del tiempo de procedimientos con maniobras como segunda opinión, validación de la información y exclusión de procedimientos con mejores resultados en salud para que la población lo tenga que pagar.

“El caso más patético es el de los medicamentos que en violación a la ley de seguridad social se establecieron administrativamente una cobertura en medicamentos que es de solo 3 mil pesos y que no se ha indexado desde 2007 cuando se inició el régimen contributivo a pesar de que el per cápita ha aumentado en más de 60 por ciento”, subrayó.

Citó también que las ARS por lo general gastan más del 20 de sus ingresos en cuestiones administrativas, cuando lo que la Ley establece es el 10%.

“Con esta práctica los usuarios dejan de recibir en atenciones médicas más de un 15 por ciento de los recursos que deben destinársele”, subrayó.

Atención primaria

Al bajo presupuesto del sector Salud se suma el hecho de que no se ha podido implementar la atención primaria como puerta de entrada al sistema, no obstante los esfuerzos que a través del Ministerio de Salud Pública hace el gobierno en ese sentido.

Igualmente, está pendiente la creación de una red única de servicios de salud que integre a todos los hospitales públicos, incluyendo los del Instituto Dominicano de Seguros Sociales (IDSS), cuestión de que operen como prestadores de servicios a través de las Aseguradoras de Riesgos de Salud (ARS).

Opinión

Fulgencio Severino
Experto en Seguridad Social
“El Gobierno debe garantizar el acceso al resto de la población que carece de empleo para insertarse en el Seguro Familiar de Salud, pero el bajo presupuesto del sector Salud hace casi imposible que pueda cumplir con ese deber”.

Rafael - Pepe- Abreu
Presidente de la CNUS
“Solamente cuando se logre garantizar el pleno financiamiento de la Seguridad Social se podrá lograr el objetivo de su universalización, pero eso solo será posible cuando creen empleos de calidad, lo que no parece ser interés de los empresarios”.

www.elcaribe.com.do/2014/05/06/seguridad-social-pasa-por-momentos-muy-dificiles

Precios de los combustibles se duplican en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- En los últimos cinco años los precios de los principales combustibles en el país han aumentado en más del ciento por ciento a pesar de tener una tasa del dólar relativamente estable.

Las gasolinas premium y regular costaban en abril del año 2009, RD$128.10 y RD$117.80 por galón, lo que representa un incremento de 105% y 106% hasta abril de este año.

En tanto los precios del gasoil premium y regular para el año de referencia eran de RD$105 y RD$100, pero para el pasado mes se despachaba a RD$226.50 y 219.50, aumentando en cinco años 116% y 119% en sus valor.

De la misma manera, en abril del 2009 el gas licuado de petróleo costaba RD$53.97 por galón y en el pasado mes se vendía a RD$114.90, marcando un aumento de RD$60.93, lo que representa un incremento del 113%.

Mientras la tasa del dólar para el mismo periodo aumentó un 20% de RD$35.97 a RD$ 43.22.

Estos datos fueron obtenidos de las estadísticas publicadas en la página digital del Ministerio de Industria y Comercio (MIC).

Este organismo es el encargado de fijar los precios de los diferentes combustibles en el país.

http://hoy.com.do/precios-de-los-combustibles-se-duplican-en-el-pais/

Deuda con generadores es de US$630 MM en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- La  deuda que tiene el Estado con las generadoras de energía ascendía al 30 de abril a unos US$630 millones, según informó la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), llamó la atención de que, al menos desde diciembre de 2012, no baja de los US$500 millones en términos globales, con picos que han llegado hasta US$844 millones en enero pasado.

Las estadísticas de ADIE indican que en diciembre de 2012, la deuda estaba situada en US$632 millones. Seis meses después, en junio de 2013, se situó en su mínimo de los últimos 17 meses: US$611 millones. A partir de ahí fue creciendo de manera constante hasta llegar a los US$805 millones en octubre del pasado año. Su reducción a los US$751 un mes después solo fue un alivio pasajero, pues volvió a su tendencia alcista hasta alcanzar en enero pasado la mayor cifra del período tomado para la evaluación.

“A principio de año las autoridades la redujeron, pero no vemos un plan para saldarla por completo y reducirla a los periodos de pago que establecen los acuerdos”, afirmó Milton Morrison, vicepresidente ejecutivo de la ADIE. “Esa deuda no debería existir y lo que genera son problemas para el sector privado, que tiene que endeudarse para poder seguir operando, y para el propio Estado, que debe hacer frente a los intereses que paga ese financiamiento”, dijo.

Morrison indicó que intereses que se pagan sobre esa deuda son innecesarios al fisco, ya que los mismos pueden reducirse si se paga la deuda a tiempo y se cambia la deuda estatal a intereses más bajos, lo que representaría un menor costo al erario dominicano, dice una nota. 

La generadora a la que las Distribuidoras de Electricidad deben más dinero es EGEHaina, de la que el Estado es copropietario. La deuda con dicha empresa es casi de US$237 millones. A AES Dominicana se le adeudan casi US$200 millones, por lo que entre ambas empresas acumulan casi el 70% de las obligaciones que tiene pendientes el Estado con el sector generador.

http://www.listindiario.com/economia-and-negocios/2014/5/5/320764/Deuda-con-generadores-es-de-US630-MM

Déficit eléctrico succiona US$1,000 millones adicionales en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- El agujero financiero del sector eléctrico en 2013 fue de cerca de US$2,400 millones, cifra superior a los US$1,400 millones que contabilizó el Gobierno como subsidio directo anual en el Presupuesto General de la Nación, según explicó el especialista Bernardo Castellanos. 

Castellanos también estimó que el déficit del sector alcanzará cifras similares para este año. 

Aseguró que para que no se produzca déficit financiero con la actual estructura de ingresos y gastos de las empresas distribuidoras y de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), debe producirse un aumento de ingresos anuales por el orden de los US$2,400 millones, una disminución de los gastos en igual proporción, o una combinación de aumento de ingresos y disminución de gastos que sumen US$2,400 millones anuales, equivalentes a US$200 millones mensuales.

“Lo que significan esos números es que el agujero financiero del sector eléctrico en el 2013 (déficit de flujo de caja o diferencia entre ingresos y egresos) fue de cerca de US$2,400 millones y que esa cifra será igual o mayor en el 2014”, expresó el especialista. 

Mediante una relación de ingresos y egresos de las distribuidoras y la CDEEE de todo 2013 que incluyen el balance de deuda corriente a más de 30 días que no se pagó, el subsidio del Bono luz que entrega el Gobierno y los pagos de los financiamientos de obras de infraestructuras electricas (proyectos hidroeléctricos, líneas de distribución, líneas de transmisión, subestaciones, rehabilitaciones, entre otros) que han ejecutado las distribuidoras, CDEEE, EGEHID y ETED.

A su juicio, estos compromisos en vez de ser pagados con fondos generados por esas instituciones, lo paga el Estado del Presupuesto Nacional, lo que constituye un subsidio al sector eléctrico que no se contabiliza en el subsidio directo anual que el Gobierno consigna en el presupuesto y que en el 2013 fue de unos US$1,400 millones.

http://www.listindiario.com/economia-and-negocios/2014/5/5/320779/Deficit-electrico-succiona-US1000-millones-adicionales

Energía, Desarrollo y Vicini

SANTO DOMINGO,R.D.- Probablemente la comprensión limitada de la vinculación de la energía y el desarrollo es lo que no ha permitido que históricamente en el país se haya definido una política energética coherente y sostenible que impacte de manera positiva el desarrollo humano y económico de la Nación.   

Está claramente demostrado que los países con mayor producto interno bruto son de mayor consumo de energía per cápita. China tiene cuatro veces la población de Estados Unidos y consume anualmente 22% más energía que EE.UU. Sin embargo, en términos de consumo de energía per cápita, un norteamericano promedio consume tres veces y media (3.5) más energía que un chino. 

En el “World Development Indicators” publicado recientemente por el Banco Mundial, podemos observar que mientras más rico es un país tiene mayor consumo de electricidad. 

Ese informe revela que Estados Unidos se encuentra en el noveno lugar por consumo de electricidad per cápita, superado por Islandia, Noruega, Canadá, Kuwait, Qatar, Finlandia, Luxemburgo y Suecia. En tanto China, que ocupa el primer lugar como el país de mayor consumo de energía del mundo, se encuentra en el lugar 61 en cuanto al consumo per cápita; y República Dominicana en el lugar 106 de 143 países evaluados, donde Haití ocupa el último lugar en el comparativo del consumo de electricidad per cápita por países. 

Existe una relación entre el consumo de energía, el desarrollo y la población; se ha demostrado que los países en vías de desarrollo tienen una población más grande que consume menos energía que los desarrollados. 

En un estudio reciente de O. Saladié y J. Oliveras sobre el consumo energético por continente en relación a su población, se evidenció que América del Norte consume el 25.4% de la energía mundial y representa un 5.1 de la población mundial; América del Sur y Central consumen el 5.2% de energía y tienen el 8.6 de la población; Europa consume el 27.3% de energía y representa el 11.2% de la población; África consume el 3.1% de la energía del mundo y tiene el 14.2% de población mundial; Asia consume el 37.5% de la energía y representa el 60.4% de la población, y Oceanía el 1.5% y 0.5% respectivamente.   

Calidad y consumo
El profesor Vaclac Smil de la universidad de Manitoba en su trabajo titulado “Science, energy, ethics, and civilization” claramente encuentra una alta correlación entre mejorar la calidad de vida de la población y el aumento del consumo de electricidad per cápita. En su trabajo, el profesor Vaclac Smil hace hallazgos interesantes no sólo vinculando el consumo de electricidad con el PIB sino con el Índice de Desarrollo Humano (IDH) que toma en cuenta aspectos referentes a la salud, educación y la riqueza de los países. Según este estudio, para lograr un IDH por encima de 0.8, combinado con una mortalidad infantil por debajo de 20, y una esperanza de vida femenina por encima de 75 años, se requiere que cada habitante consuma un promedio anual de 60 GJ o 16,000 kWh. 

De igual manera, el profesor Smil señala, que de acuerdo a las proyecciones de crecimiento de la población mundial que hace las Naciones Unidas, para 2030 habrá un 25% más de personas respecto a 2005 y por tanto para la próxima generación el uso de energía tendrá que incrementarse en un 25% a 30% para poder satisfacer con una calidad de vida decente las necesidades de 8.1 millones de personas para 2030. 

En marzo de 1996 organicé el primer simposio nacional de energía eléctrica, cuyo título fue “Electricidad y Desarrollo: el reto dominicano”. Admito que no hubo casualidad en nombrar el evento de esa forma, ya que el mismo surgió como resultado de la preocupación que teníamos en ese momento del impacto negativo de nuestra deteriorada realidad eléctrica para el desarrollo del país. 

Dieciocho años más tarde descubrí esa misma preocupación, pero de manera más amplia, cuando sostuve un diálogo muy extenso con Juan B. Vicini, donde el tema de la energía fue el centro del diálogo, a pesar de muchos otros temas que tratamos sobre la vida nacional. 

En ese primer encuentro me sorprendió mucho su amplia y detallada cosmovisión de los problemas nacionales. Me di cuenta que Juan B. Vicini es un hombre de pensamiento de ruptura, una especie de volcán de ideas innovadoras en erupción cargadas de sensibilidad social. 

Fue a Juan, a quien escuché hablar sobre la necesidad de hacer proyecciones de nuestro crecimiento energético en base a factores demográficos vinculados al desarrollo económico que aspiramos tener. Él nos plantea hacer la proyección de la demanda de energía, no basada en datos históricos, sino en datos demográficos. A partir de ese momento, lo he interpretado como una forma de adaptar nuestro consumo de energía no al tipo de vida que hemos tenido, sino al tipo y calidad de vida que aspiramos y debemos tener. 

En sus reflexiones no sólo le preocupa el crecimiento poblacional de República Dominicana y sus requerimientos de energía para su desarrollo, sino también le preocupa Haití, por tanto piensa en una isla de una población total de 20 millones de habitantes con necesidades y culturas diferentes que terminará duplicándose a la vuelta de unas décadas. Nos dice que para ello se necesita construir una base patrimonial fundamentada en infraestructuras que permitan dar el salto económico que nuestro país necesita, y de paso ayudar a crear las bases del desarrollo para Haití que de igual forma necesita superar sus condiciones extremas de pobreza y su histórica carga de necesidades insatisfechas. 

Indudablemente Vicini nos invita a ver el tema energético no de manera coyuntural sino bajo una visión de desarrollo económico integral de mediano y largo plazo. 

Es por eso que en estos momentos que nos encontramos en la antesala de iniciar el pacto eléctrico que nos ordena la Ley de Estrategia Nacional de Desarrollo, entiendo que el país tiene una gran oportunidad para que de manera sensata y objetiva visualicemos la electricidad y el desarrollo como el verdadero reto dominicano. 

http://www.listindiario.com/economia-and-negocios/2014/5/5/320778/EnergiaDesarrollo-y-Vicini