EdeEste compra energía a mejor precio y da más apagones durante 2014

EdeEste dejó de entregar a sus clientes 1,089.31 gigavatios hora, un 21% de la demanda total, equivalente a un promedio de cinco horas de apagones por día.

POR JAIRON SEVERINO

27 mayo, 2015

La Empresa Distribuidora de Electricidad del Este (EdeEste) es líder en ofrecer apagones a sus usuarios, según sustenta el Informe de Desempeño del Sector Eléctrico publicado por la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE).

Los datos hablan por sí solos. Edeeste ofreció 1,825 horas de apagones durante 2014, equivalentes a 76 días en todo el año, un 40.6% del total de cortes que dieron las empresas distribuidoras (Edes). ¿Qué significa esto? Que los clientes de esta compañía recibieron energía 80.2% en el año.

Nadie supera a EdeEste en apagones. La que más cerca quedó el año pasado fue Edenorte, que le dio 1,387 horas de apagones a sus clientes, equivalentes a 57.8 días, un 30.9% del total de cortes del sistema. Edesur, al parecer la más eficiente de las distribuidoras, pero también con clientes de alto consumo, entregó 1,277.5 horas sin servicios a sus clientes durante el año pasado, para un total de 53.2 días o un 28.5% de los apagones.

Si se suman los días que de manera particular entregaron las Edes en apagones durante 2014, el total llega a 187, lo que establece que hay serias debilidades en el suministro de electricidad en los tres casos. Los sistemas aislados, que no reciben subsidio del Estado, son los únicos que no tienen reportes de cortes significativos, ya que todos los circuitos bajo este formato son 24 horas.

Según el reporte del sector eléctrico, EdeEste dejó de entregar a sus clientes 1,089.31 gigavatios hora, un 21% de la demanda total, equivalente a un promedio de cinco horas de apagones por día.

En cuanto a Edenorte, el informe establece que no entregó 703 gigavatios hora en 2014, 16% de la demanda total, para un total de 3.8 horas de cortes por día. Edesur, que dejó de entregar 759.7 gigas hora, dejó de suministrar el 14% de la necesidad de energía de su zona. Aunque el total es mayor, la relación relativa es menor porque la demanda es mayor en su área de concesión.

Análisis matemático
Desde el punto de vista matemático, EdeEste es la empresa con el mejor precio de compra y con el segundo para la venta, lo que significa que sus márgenes de beneficios están entre los mejores.

El precio medio de compra del kilovatio de energía durante 2014 fue de 13.33 centavos de dólar, mientras que el de venta fue de 18.12 centavos, lo que establece una no correspondencia entre la cantidad de horas de apagones que dio y las ventajas que tiene frente a las demás distribuidoras en cuanto a los costos por compra de energía.

De acuerdo con la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), en 2014 hubo energía disponible suficiente y pérdidas por encima del 32%. La entidad también destaca el retraso en la publicación del informe sobre el desempeño del sector.

El año pasado la demanda de energía abastecida fue de 13,465.46 gigavatios hora de acuerdo, según a los datos del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC). Las fuentes de generación fueron: viento (1.8%), agua, (9.4%), carbón (16.3%), gas natural (30.1%) y 14,300 gigavatios, la cual se abasteció con cinco fuentes primarias de energía: viento (1.7%), agua, (8.8%), carbón (15.4%), gas natural (29.4%) y fuel 2 y 6 (44.7%).

Según la ADIE, con esos 13,465 gigavatios-hora se cubrió la demanda solicitada por las distribuidoras y usuarios no regulados (UNR), que son los que pueden comprar electricidad a otro suministrador que no sea una distribuidora.

De acuerdo al informe, el mayor pico de demanda de energía a los generadores se produjo en octubre, donde se abastecieron 1,293.2 gigavatios hora. “Hay que recordar que las generadoras sirven la energía que demandan las distribuidoras, ni más ni menos”, afirma la ADIE en su reporte.

Edesur con mayor demanda
Los datos establecen que Edesur fue la distribuidora que más gigavatios recibió: 4,499 en todo el año, mientras que EdeEste recibió 4,120 y Edenorte, 3,786.

“Este abastecimiento no satisfizo la demanda real puesto que las Edes hubieran necesitado comprar 2,552 gigavatios más para no provocar apagones”, señala la ADIE.

Las empresas generadoras identifican también a Edeeste como la empresa que más apagones produjo al dejar de comprar 1,089 gigavatios, frente a los 703 de Edenorte y los 759 de Edesur. Según el cálculo, esta energía no suministrada representó 21% de horas promedio diarias de apagones para los clientes de Edeeste, 16% de horas promedio diarias de apagones para los clientes de Edenorte y 14% para los clientes de Edesur.

MÁRGENES
En cuanto al precio promedio al que las distribuidoras adquirieron la energía que sirvieron, la ADIE señala que fue de 16.37 centavos de dólar por kilovatio hora, mientras que lo facturaron a un precio promedio de18.51, resultando del ejercicio un margen de venta de 2.14 por cada kilovatio hora.

Las pérdidas promedio de las que informa la CDEEE quedaron en 32.1%.

“En diciembre de 2012 estaban en 35.5% y en diciembre de 2013, en 33.1%”, indica.

Con respecto a la deuda, durante el segundo semestre del pasado año fue creciendo hasta marcar un histórico en noviembre, superando los US$1,000 millones. Cerró diciembre con unos US$780, también de las más altas de la historia, y se registra curiosamente cuando las facturas por energía vendida fueron bajando sustancialmente.

http://www.eldinero.com.do/12858/edeeste-compra-energia-a-mejor-precio-y-da-mas-apagones/

Generadores explican precios de energía en el mercado

SANTO DOMINGO, R. D.-  La Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE) puntualizó que el precio medio a que las empresas distribuidoras compran la energía a las plantas generadoras resulta en la actualidad “mucho más barato” que el precio promedio de venta al consumidor final.

Citando el informe de desempeño que elabora y publica en su portal la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), correspondiente a marzo de 2015, la ADIE señaló que el precio medio de compra fue de 12.5 centavos de dólar, mientras que el precio de venta a los clientes fue de 17.5 centavos de dólar, lo que refleja “un Valor Agregado de Distribución (VAD)” o margen de ganancia de 5.0 centavos de dólar, a favor de las Edes.

El detalle, el informe de la CDEEE expone la Empresa de Distribución del Norte (EdeNorte) compró la energía a 13.6 USCents/kWh en promedio, mientras que la vendió a 16.9 USCents/kWh.
En el caso de EdeSur, “se compró la energía a 13.3 USCents/kWh y se vendió a los consumidores a 18.3 USCents/kWh”, mientras que EdeEste “fue la empresa que más barato obtuvo la energía”, a un precio de 10.8 USCents/kWh y la hizo llegar a los clientes a 17 USCents/kWh.

En un comunicado de prensa, donde se incluye un gráfico con las estadísticas oficiales, la ADIE informó que ofrece estos datos “para evitar confusiones cuando se informa que la energía se está comprando actualmente a un precio promedio de 18” centavos de dólar.

La entidad que agrupa al sector privado de la generación agrega que “la reducción de los precios del petróleo ha permitido que las empresas generadores de electricidad transfieran la rebaja en sus costos de producción al precio que le venden a las distribuidoras”, lo que hasta la fecha no ha ocurrido.

http://acento.com.do/2015/economia/8253166-generadores-explican-precios-de-energia-en-el-mercado/

Pide unidad para defender plantas de carbón cumplan rol

SANTO DOMINGO,R.D.- El vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Rubén Jiménez Bichara, llamó a una unidad para defender que las plantas de carbón Punta Catalina cumplan el rol para el cual están siendo construidas. Instó a las personas a conocer el proyecto.

Resaltó que se estima que el país se ahorrará US$400 millones al año cuando comiencen a operar estas plantas para octubre de 2017. Indicó que las plantas de carbón son el inicio de la solución definitiva al sistema eléctrico, y permitirán que la población tenga energía suficiente y a buen precio. Recordó que actualmente el sistema cuesta RD$3,200 por minuto, por lo que el déficit que crea debe acabar.

Jiménez Bichara reveló que ya está abierta una licitación internacional para la compra de carbón mineral destinado a la central termoeléctrica, para suplir 80 mil toneladas métricas cada 20 días. También se abrirán otros cuatro procesos, los cuales tendrán la misma transparencia que para las plantas.

El vicepresidente ejecutivo de la CDEEE habló durante un encuentro con periodistas donde detalló los avances de la construcción de la obra, además de hacer un recuento de todo el proceso llevado a cabo para iniciar las mismas. Destacó la transparencia con que se ha estado desarrollando desde el principio y todas las empresas internacionales que han avalado el proyecto.

Expuso que el cronograma de trabajo va de acuerdo a lo planeado en más de un 97%. Precisó que la inversión prevista originalmente para la construcción de las dos plantas es de US$1,945 millones y ya se dispone del financiamiento. Hasta el momento se han invertido US$600 millones.

La planta termoeléctrica de carbón tendrá una capacidad de 720 megavatios, compuesta por dos unidades de 360 MW cada una.

Jiménez Bichara resaltó que todavía hay sectores que se manifiestan en contra de las plantas, sin tener razón, pues en primer lugar las emisiones de dióxido de carbono serán de 400 toneladas métricas, cuando está permitido en el país hasta 2,000 toneladas. Y sobre porque no se hizo una inversión en gas natural, aclaró que todavía no hay seguridad en el suministro del mismo ni para el país, ni para Puerto Rico ni Centroamérica.

Detalló que ya se finalizó el montaje de las oficinas industriales de apoyo, el taller eléctrico y “Pipe Shop”.

Se espera que en junio lleguen las estructuras metálicas de las calderas, así como las tuberías de hormigón para toma y descarga de agua, en julio llega el almacén y en diciembre se espera la llegada de la primera parte de las turbinas.

http://hoy.com.do/pide-unidad-para-defender-plantas-de-carbon-cumplan-rol/

Plantas a carbón bajarán costos de generación en al menos 28%

Santo Domingo,R.D.- Las plantas a carbón mineral que el Gobierno construye en Punta Catalina, Peravia, con una capacidad instalada de 720 megavatios, conllevan una inversión total de US$2,041 millones, de cuyo monto, el presidente Danilo Medina logró un descuento cercano al 5%, por lo que el costo no podría exceder los US$1,945 millones.

Así lo aclaró el vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Rubén Jiménez Bichara, quien adelantó que ya están identificados todos los financiamientos para
construir la obra que estará lista en octubre de 2017.

El funcionario dijo que hasta ahora el Gobierno ha invertido US$600 millones de recursos propios, mientras que ya el Congreso Nacional aprobó un crédito del consorcio brasileño BNDES por US$656 millones, pagadero a un plazo de 15.5 años, 3.5 años de gracia y una tasa de interés de 5% anual.

Otra partida de US$550 millones ya fue firmada por el Ministerio de Hacienda con un pool de bancos de Italia del consorcio SACE, el cual será sometido próximamente al Congreso Nacional. Las condiciones de este crédito son a 15 años, con una tasa de interés de 5.7% anual y una gracia de los primeros tres años antes de iniciar la amortización.

En forma adicional, el Gobierno aportará otros US$235 millones que buscarán de “múltiples alternativas”, informó el funcionario durante una presentación a los medios de comunicación en el restaurante El Lago de esta capital.

Jiménez Bichara explicó que la tasa de retorno de esa inversión es segura, al tiempo que garantizará una reducción de los costos de producción de las distribuidoras Edenorte, Edesur y EdeEste.

Puso de ejemplo que en el peor de los casos, asumiendo un precio del carbón mineral de US$107 la tonelada (actualmente está en US$70), las plantas podrán producir energía a 9.8 centavos de dólar el kilovatio/hora, muy por debajo de los 18.1 centavos a como compran las distribuidoras en la actualidad.

Pero además, con las plantas en operación el precio promedio de compra de las distribuidoras para los primero 2,000 megavatios, que es prácticamente el consumo promedio del país, bajará de 18.1 centavos a 13 centavos de dólar el Kw/h.

Lo anterior indica que los costos de generación de electricidad con la entrada de esta nueva unidad bajarán en por lo menos un 28%, en condiciones normales, e incluso, con precios del carbón mineral en un 30% mayores a los actuales.

EL PRESIDENTE REGATEÓ
Bichara explicó que cuando se declaró al consorcio ganador de la licitación para la construcción de las dos unidades de generación de 360 megavatios cada una fue por un monto global de US$2,041 millones.
Entonces, fueron donde el presidente Danilo Medina para proceder a firmar el contrato, pero el mandatario de inmediato pidió rebaja. “El Presidente pidió que le bajaran 300 millones de dólares”, agregó Jiménez Bichara.

Sin embargo, esa reducción no era posible, a lo que el mandatario presionó diciendo que sólo firmaría el contrato su el consorcio ganador le bajaba un 5%, lo cual fue posible y por eso el proyecto fue valorado en US$1,945 millones, aunque todos los financiamientos y los cálculos originales se hacen con base en US$2,041 millones.

“En realidad, el presidente Medina logró un ahorro de casi 100 millones de dólares”, manifestó el titular de la CDEEE durante su presentación.

Las plantas a carbón mineral tienen una capacidad bruta de 720 megavatios, pero su producción efectiva será por el orden de los 674 megavatios.

“Estas plantas de carbón mineral tendrán un muelle con correas para trasladar el carbón que estarán cerradas, además de que el almacén del carbón también será techado y tendrá filtros para las cenizas, lo cual reducirá considerablemente los efectos sobre el medio ambiente”, expresó el funcionario.

Agregó que, además, la entrada de esas plantas desplazará a otras que operan en la actualidad que son mucho más contaminantes, “por lo que no entendemos los pronunciamientos distorsionantes en este aspecto”.

http://www.eldinero.com.do/12832/las-plantas-a-carbon-bajaran-costos-de-generacion-en-al-menos-28/

Planta de carbón en R.D. costará más de US$3,000 millones

SANTO DOMINGO,R. D.- El ingeniero civil Bernardo Castellanos, especialista en proyectos hidroeléctricos, calificó como “un costo virtual no real” la cifra de US$1,945 millones que ofrece el vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Rubén Jiménez Bichara, cuando se refiere al costo del proyecto de la planta de carbón de Punta Catalina.

Castellanos asegura que el costo del proyecto superará los US$3,000 millones, en caso de que su construcción se desarrolle sin ningún retraso y que podría dispararse aún más si ocurren algunos inconvenientes, como reclamaciones de parte de contratistas.

El martes Jiménez Bichara promovió entre un grupo de periodistas la idea de que el propio Danilo Medina gestionó una rebaja de US$300 millones antes de firmar el contrato para la construcción de la planta y que logró “tumbar” US$100 millones, para dejarlo en US$1,945 millones, aunque la licitación se hizo por US$2,041 millones.

Castellanos asegura que la cifra que promueve Bichara Jiménez deja fuera el costo de la línea de transmisión que va a dar salida a la energía que se genere en Punta Catalina, así como el escalamiento de precios durante todo el proceso de construcción, fabricación, instalación, pruebas y puesta en marcha.

“Ese escalamiento de costos está en el contrato firmado”, apunta. “Tampoco incluye todos los costos asociados al proceso de licitación, CDEEE, abogados, financistas, etc., y el costo del diseño del proyecto a cargo de Stanley, el costo del estudio de impacto ambiental a cargo de Golder.”

Sostiene además que los US$1,945 tampoco incluye los costos de supervisión que cobra Stanley y que, desde su punto de vista rondan los US$30 millones, ni “los costos de supervisión asociados a la estructura de supervisión que posee la CDEEE y empresas especializadas que se están contratando para inspecciones en fábrica de los equipos que se están fabricando”.

“Tampoco incluye los intereses del financiamiento durante la construcción que es el monto de intereses que no pueden ser pagados con la producción de energía, pues la planta no está en operación”, añade Castellanos.

Destaca además el pago del seguro de los financiamientos que cubre “el riesgo país” y las comisiones que poseen los financiamientos asociados a comisión de compromiso.

“Cuando sumas todos los costos anteriores, si no hay retrasos en la obra, el costo del proyecto se sitúa en el orden de los US$3,000 millones”, resalta.

“El costo anterior es asumiendo que no haya reclamaciones del contratista por atrasos en los pagos, según el cronograma de pagos establecidos en el contrato, ni reclamaciones. Si hay reclamaciones, el costo puede dispararse aun más.”

http://www.7dias.com.do/economia/2015/05/27/i189349_bernardo-castellanos-dice-planta-carbon-costara-mas-us3-000-millones.html#.VWc8GM9_Oko

El Pacto Eléctrico sería firmado a finales de agosto 2015

Santo Domingo,R.D..- El Consejo Económico y Social (CES) solicitará prorrogar hasta finales de agosto de este año la firma del Pacto Eléctrico prevista para el mes de julio, ante la extensión del período de consultas, en las que recibieron alrededor de 1,105 propuestas.

Iraima Capriles, directora del CES, informó a EL DÍA que la firma consultora contratada amplió el plazo de entrega del documento de consolidación de las propuestas hasta el 15 de junio, por eso el Comité Técnico de Apoyo pedirá al Comité de Coordinación del Pacto abrir las Mesas de Trabajo (que debatirán las propuestas), el día 22 del próximo mes.

“Los debates durarán un mes.

Entonces la cuarta fase, donde se hará la concreción de las propuestas consensuadas, comenzaría el 27 de julio, y la firma del Pacto será a partir del 31 de agosto”, dijo en una entrevista telefónica.

Muchas propuestas

Iraima Capriles detalló que recibieron 1,105 propuestas, que están siendo analizadas y consolidadas.

De esa cantidad, 292 corresponden al tema de generación, 233 al marco regulatorio, 73 a transmisión, 132 a distribución, 133 a consumidores-usuarios, y 25 indeterminadas.

“Pienso que tenemos todas las posibilidades de llegar a un pacto, que en el período de 2015 a 2030, permitirá que las situaciones que han impedido el desarrollo del sector, se resuelvan”, apuntó.

Asimismo, negó que exista un pacto pre-fabricado como han dicho algunos.

http://eldia.com.do/el-pacto-electrico-seria-firmado-a-finales-de-agosto/

Costo económico del apagón general

POR MILTON MORRISON

25 mayo, 2015

El informe del Organismo Coordinador (OC) sobre el apagón general o “blackout” ocurrido el 16 de mayo 2015 a las 10:04 pm, revela que hubo dos fallas que determinaron la ocurrencia del mismo; la primera resultado del fallo de una seccionadora de la subestación Itabo Gas y la segunda debido a que un interruptor de la línea Palamara hacia Itabo Vapor, propiedad de la empresa de transmisión (ETED), no funcionó como debió y terminó provocando el colapso total del sistema.

¿Quién pierde ante la ocurrencia de un apagón general? Perdemos todos, consumidores y productores. Ante esta situación convendría analizar las variables a tomarse en cuenta para cuantificar el costo económico de un apagón general. Para el cálculo se debe tomar el concepto del costo de oportunidad entendido como el valor de la opción a la que se renuncia al tomar una decisión.

De igual manera hay que ponderar la cultura existente de poseer sistemas de emergencia paralelos (inversores y plantas eléctricas). También ha de tomarse en cuenta las horas del día en que ocurrió, porque no es lo mismo que ocurra en horas productivas laborables, a que suceda en la noche o madrugada de un fin de semana.

Otra variable a tomar en cuenta es el “willingness to pay (WTP)” o monto máximo que está dispuesto a pagar el consumidor para recibir el servicio eléctrico o evitar la falta del mismo. Y por último, el tiempo de recuperación del sistema eléctrico, así como otras externalidades positivas y negativas derivadas del hecho mismo.

Consumidores
El costo económico del blackout desde la óptica del consumidor (residencial, comercial o industrial) se calcula tomando en cuenta el costo de oportunidad ante la alternativa utilizada para suplir la ausencia del servicio (inversor, planta eléctrica o nada). Una manera sería cuantificar la cantidad de megavatios horas (MWh) dejados de consumir durante ese tiempo y multiplicarlos por la tarifa eléctrica promedio. Otra forma más precisa es estimar mediante una encuesta el WTP del consumidor afectado por el servicio.

Por ejemplo, aquellos consumidores residenciales que no fueron perturbados por el apagón y sus alimentos no fueron afectados en su nevera por la conservación del frío, su “willingness to pay” podría ser igual al costo del kWh que pagan usualmente, y hasta pudo haber sido cero, reflejándose como una reducción en su factura eléctrica mensual. En tanto, para aquellos que suplieron sus necesidades con un inversor, el costo económico del apagón será equivalente al diferencial de costo del kWh del inversor versus la tarifa de la EDE que lo suple.

En el caso de los comercios e industrias que no son Usuarios No Regulados (UNR), la mayoría de esos establecimientos tienen previsiones con sistemas de emergencia para operar. Aquellos que operaban desde las 10:04 pm hasta el momento que se les restableció el servicio, el costo económico del apagón, debe valorarse en función del diferencial de costo del kWh de su planta emergencia, cuyo costo es más elevado que el provisto por cualquier generadora del SENI.

En el caso de los grandes consumidores (UNR), la mayoría posee plantas de emergencia, no obstante, para aquellos que no lo poseen el costo económico estará relacionado con el costo de oportunidad de la actividad que realizaban desde el momento del blackout hasta que les llegó el servicio.

Por la naturaleza de muchos de los UNR, la mayoría no tiene operaciones en horas de la madrugada fin de semana, y aquellos que sí, como las zonas francas, el costo económico será igual al diferencial de la comparación del costo del kWh de su suplidor versus la cantidad de kilovatios horas utilizados con su planta de emergencia por el tiempo de restablecimiento del servicio.

Tal como hemos planteado, se deduce que el costo económico del apagón para cada uno de los segmentos de consumidores es muy relativo tomando en cuenta las actividades afectadas por el mismo, la propensión al pago de la electricidad ante su ausencia, y el costo de energía de su fuente alternativa (inversores o plantas); y en algunos casos podría ser cero cuando el uso de la electricidad le fue indistinto por la hora que se produjo el blackout.

Si queremos calcular de manera simple el costo total del blackout, sin asumir costos de oportunidad ni externalidades, y asumiendo sólo el precio de la energía (kWh), sin contabilizar el costo de potencia y cargos fijos aplicados por las EDES, tendríamos que multiplicar el valor de la electricidad (precio medio de venta) por la cantidad de megavatios horas dejados de servir a todos los clientes afectados y multiplicarlo proporcionalmente a la duración del apagón hasta la recuperación del sistema. Ese cálculo nos arrojaría un monto de US$1,384,496.78, pudiendo ser este valor N veces el múltiplo de sí mismo si cada usuario afectado le asignara un valor equivalente a su “willingness to pay”.

En el caso de las generadoras, el costo económico del apagón está relacionado con el dinero dejado de percibir por las horas de energía fuera del servicio. Es decir, contrario a lo que muchos piensan, los generadores se ven afectados por un blackout porque dejan de producir electricidad que es su negocio. El negocio del generador no es el apagón, sino todo lo contrario: producir y vender electricidad.

Si hacemos un cálculo tomando el precio medio de compra de energía al que compran las distribuidoras a los generadores y lo multiplicamos por la cantidad de MWh no suministrados en la cantidad de tiempo en que se restableció el sistema eléctrico tendríamos que unas pérdidas de US$1,007,190.23 excluyendo pagos por capacidad.

Finanzas públicas
Debido a que el sector esta subsidiado por el gobierno a través de la tarifa eléctrica y transfiere recursos para cubrir el déficit financiero de las EDEs, podemos concluir que un apagón general representa un ahorro para las finanzas públicas.

Desde el momento que ocurrió el evento hasta que se restableció gradualmente el sistema, se dejó de subsidiar algún monto de tarifa eléctrica, al igual que hubo una reducción por concepto de transferencia a las EDEs. Esta misma lógica aplica en los apagones que se ofrecen diariamente bajo el concepto de la gestión de demanda.

Precio medio de compra de energía de las empresas distribuidoras de electricidad

SANTO DOMINGO,R.D.- La Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE) aclaró que el precio medio de compra de energía de las empresas distribuidoras de electricidad a las empresas generadoras es mucho más barato que el precio medio de venta a los consumidores.

Según el informe de desem-peño elaborado por la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) y publicado en su página web, en marzo pasado el precio medio de compra de energía fue de 12.5 centavos de dólar mientras que el precio de venta a los clientes fue de 17.5 centavos de dólar, reflejando un valor agregado de distribución (VAD) o margen  de 5.0 centavos de dólar, explica la ADIE en un comunicado.

El detalle de cada empresa se expresa en dicho informe de desempeño de CDEEE, el cual refleja que la Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte (EdeNorte) compró la energía a un precio promedio de 13.6 USCents/kWh mientras que la vendió a 16.9 USCents/kWh.

En el caso de Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur (EdeSur) se compró la energía a 13.3 USCents/kWh y se vendió a los consumidores a 18.3 USCents/kWh.

La Empresa Distribuidora de Electricidad del Este (EdeEste) fue la empresa que más barato obtuvo la energía, a un precio de 10.8 USCents/kWh  y la hizo llegar a los clientes a 17 USCents/kWh, dice la ADIE. La ADIE explica que la reducción de los precios del petróleo ha permitido que las empresas generadores transfieran la rebaja en sus costos de producción al precio que le venden a las distribuidoras.

http://www.listindiario.com/economia/2015/05/28/368761/adie-aclara-precios-de-la-energa

El sombrío contexto geopolítico de la energía

El mayor consumidor de energía del planeta es China, que ha venido logrando un eficaz acercamiento con los países productores de petróleo, dando paso a un nuevo contexto que amenaza la supremacía estadounidense, incluyendo la instalación de bases militares que forman una especie de collar que protege la ruta de sus suministros energéticos.

Los dirigentes del Partido Comunista Chino están conscientes de que Occidente ha tenido como sustento los recursos energéticos. De igual forma, que los principales conflictos bélicos, desde el siglo pasado, han tenido como trasfondo el aprovechamiento de los mismos. Estos recursos son vitales para que un país pueda llevar a cabo sus proyectos de desarrollo, por lo que el acceso y la seguridad de los mismos son esenciales para mantener los niveles de crecimiento de su aparato productivo, además de ser imprescindibles para hacer más competitiva su industria.

La élite dirigente china conoce la revolución industrial y como el descubrimiento de la utilización del vapor y del carbón, desde el siglo XIX, permitió a los ingleses imponerse en el orbe. Y como, luego de la firma de los acuerdos Psykes Picott y el desmembramiento del imperio otomano, los britanicos incluyeron el petróleo en su política imperial. Asimismo, como emergen los Estados Unidos de América, como imperio, a partir de la Segunda Guerra Mundial (1945) y el subsiguiente involucramiento con el complejo petrolero mundial, apoyando a regímenes monárquicos en Medio Oriente. Además de diseñar y ejecutar derrocamientos, como la operación Ajax, que llevó al golpe de estado contra Mohamed Mossadegh, en Irán.

Desde el surgimiento del imperialismo, en el siglo XIX, las potencias han llevado a cabo políticas en las que es obvia su lucha por los recursos energéticos, de ahí que la competencia por la obtención de los mismos crispa las rivalidades geopolíticas. Según Mohan Malik, profesor en el Centro Asia Pacífico de Estudios sobre Seguridad , Honolulú, Hawaii, la base de la pax britannica estaba constituida por el carbón y el vapor; la pax americana, liderada por Estados Unidos de América, se ha cimentado en el petróleo, el gas y la energía nuclear. De su parte, refiere el profesor Malik, ”los chinos han invertido intensamente en fuentes renovables de energía para dar paso a la pax sinica”.

China ha hecho cuantiosas inversiones en puertos en toda la extensa zona de comunicaciones marítimas del océano Indico, para asegurar que los suministros de petróleo que necesita desde Oriente Medio y Africa lleguen a su destino, razón por la cual se ha visto involucrada la Armada del Ejército de Liberación, que patrulla el área.

Cada generación de la especie humana ha tenido que enfrentar los desafíos de su época, pero nunca como en el presente el modelo civilizatorio había alcanzado los actuales niveles de depredación y autodestrucción, agravándose las perspectivas futuras, con las disputas por las fuentes energéticas, que están siendo solapadas con actores y propagandas que ocultan la razón fundamental de un escenario sombrío, en el que la codicia se impone con bestial deshumanización.

http://hoy.com.do/el-sombrio-contexto-geopolitico-de-la-energia/