¿Qué sabemos de la huella ecológica?

Es un indicador estadística que mide el impacto que tiene un cierto modo de vida sobre el medio ambiente. En este indicador se tienen en cuenta la cantidad de recursos consumidos por los hábitos y acciones de un individuo, o de unidades sociales más grandes (un pueblo, una ciudad o incluso un país entero).

Su utilidad radica en que es muy interesante utilizarlo para comparar el impacto que cada una de nuestras actividades y hábitos tiene sobre el planeta, y podemos también saber cómo reducir esta huella ecológica aumentando o reduciendo hábitos beneficiosos o perjudiciales para el planeta. En algunos casos, sobre todo a nivel social, la medición precisa de este indicador se puede tornar compleja, cuando no imposible. Por eso es que es interesante tener al menos una noción del impacto positivo o negativo que generamos en nuestro entorno.

La unidad de medida que toma este indicador es el planeta, como el número 1. Luego, si nuestra huella ecológica es de, por ejemplo, 2, eso quiere decir que necesitaríamos los recursos de 2 planetas Tierra completos para sostener el modo de vida de la población si todos los habitantes del planeta fueran como nosotros.

Esto quiere decir, básicamente, que lo ideal es que este indicador se acerque lo más posible a cero. Mientras más alto el indicador, esto quiere decir que los recursos del planeta son cada vez menos suficientes para soportar el peso de nuestros hábitos.

Algunos de los hábitos y acciones medidos por los distintos indicadores de huella ecológica son:

TRANSPORTE: mientras más se usa la locomoción individual que utilice combustibles fósiles (automóvil) mayor es el indicador. El mismo disminuye por el uso de transporte público (compartido), o de locomoción propia (a pie o en bicicleta). Los aviones merecen un ítem aparte, ya que son muy ineficientes en cuanto a su gasto de recursos. Mientras más vuela una persona, mayor será su huella ecológica.

GASTO DE AGUA: las actividades tendientes al uso y cuidado del agua tienen un impacto importante en la huella ecológica. La instalación de dispositivos que ahorren agua en grifos, duchas e inodoros disminuye este impacto, además de las costumbres a la hora de bañarnos y lavar los platos.

ALIMENTACIÓN: el consumo de productos de origen animal tiene el mayor impacto sobre el medio ambiente, en términos de la ineficiencia en el uso de recursos de tierra y agua (gastar recursos para alimentar animales para luego alimentar humanos no es sustentable). Una dieta vegetariana o vegana tiene un gran impacto en la disminución el índice de huella ecológica. Además, el hecho de consumir alimentos de producción local y lo más frescos posibles también tiene un impacto positivo, en contraposición de los productos industrializados, que generan grandes cantidades de residuos en su proceso y embalaje, además de requerir transporte.

RESIDUOS: la utilización de productos provenientes del reciclaje, así como la separación de residuos, su reutilización y reciclado, tienen un impacto importante en la huella ecológica. Para reducir este índice, debemos adoptar conductas tendientes a disminuir la cantidad de residuos que generamos.

ENERGÍA: así como en el caso del agua, existen muchos hábitos tendientes al ahorro de energía. La utilización de mecanismos eficientes de calefacción, calefacción solar, aislamiento térmico natural, fuentes renovables de energía, ahorro del gasto innecesario de electricidad, disminución en el consumo de fuentes no renovables de energía (petróleo y gas) son hábitos que pueden reducir nuestra huella ecológica.

Los invitamos entonces a investigar este tema en profundidad para que puedan descubrir por ustedes mismos cuál es el impacto que sus decisiones tienen sobre el planeta. Si notan que el indicador de huella ecológica de es superior a 1, entonces es evidente que hay mucho camino por recorrer para dejar de contribuir a la erradicación de los recursos del planeta. Para tener un punto de referencia, un estilo de vida normal de ciudad latinoamericana debería llevar a una huella ecológica individual de entre 1,5 y 3, lo cual nos demuestra que como sociedad estamos todavía MUY LEJOS de la sustentabilidad, pero el cambio siempre empieza, progresivamente, por uno.

Tal vez la mejor en los hábitos alimenticios y de ahorro de agua y energía sea lo que tengamos más a mano para realizar un cambio palpable en nuestra huella ecológica (ya que a nivel de transporte y residuos, por ejemplos, hay problemas de infraestructura generales que hacen que los individuos muchas veces no puedan optar por vías más sostenibles que las disponibles en países como el nuestro, muchas veces las únicas que existen).

Les dejamos un link para que puedan hacer un cálculo sencillo de su huella ecológica a nivel global, con preguntas sencillas en cada uno de los campos planteados. Luego, si el tema les interesa, pueden buscar tomar tests más complejos con información más precisa en otros sitios existentes (muchos de los mejores, lamentablemente, únicamente están disponibles en inglés).

Quique Fontán Balestra

http://www.estrucplan.com.ar/secciones/noticias/VerNoticia.asp?IDNoticia=11262

La UERS, sin serlo, lo más parecido a un Ministerio en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- La Unidad de Electrificación Rural y Suburbana (UERS) es la institución que, sin serlo, es lo más parecido a un Ministerio, con la salvedad de que posee un consejo directivo de cinco miembros, de los cuales cuatro reciben un salario de RD$150,000 y su presidente un monto de RD$175,000, lo que al año significan RD$10,075,000, sin agregar los demás beneficios colaterales.

La directora general, Thelma Eusebio, que vendría a ser la ministra, tiene un salario mensual de RD$250,000, lo que al año, agregando el sueldo 13, suman RD$3.2 millones, equivalente al ingreso del funcionario que preside cualquier Ministerio. Por supuesto, en este cálculo no se incluyen vehículo, combustible, teléfono, viáticos, choferes y otros beneficios.

La UERS, que existe mediante el Decreto 16-06, sustentado en al Artículo 138, Párrafo II, de la Ley General de Electricidad 125-01, tiene como misión promover, discutir y someter a la consideración del vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), y cuando el caso lo amerite a la de su Consejo de Administración, los programas de electrificación para las zonas rurales y suburbanas que estén pobladas por familias de escasos recursos económicos y cualquier otro asunto que sea de su competencia.

Aunque su justificación legal indica que es una unidad ejecutora dentro de la CDEEE, su organigrama establece todo lo contrario, pareciéndose más a una institución que opera por separado.

Tiene 18 gerencias (Legal, de Auditoría Interna, Presupuesto, Financiera, Compras, Recursos Humanos, Administración, Tecnología e Información, Logística, Socioeconómica, Planificación, Diseño y Presupuesto, Construcción, Control de Proyectos, Zonales, Energía Eólica, Energía Fotovoltaica y de Microhidroeléctrica), así como cinco direcciones: de Relaciones Públicas, Auditoría Interna, Financiera, Administrativa, Ingeniería de Proyectos, Construcción, Mantenimiento y Operaciones y, por último, de Energía Alternativa.

Personería jurídica de UERS

El Decreto que le da vida jurídica establece que la UERS goza de autonomía para la ejecución de sus actos administrativos y además tendrá una contabilidad separada de la CDEEE, pero estará obligada a informarle a ésta todo lo relativo a sus actividades mediante la presentación de informes mensuales y anuales, contentivos de sus actividades, informes sobre planes y programas de trabajo, así como otros informes de tipo administrativo sobre el resultado de gestión.

La UERS tiene 494 empleados. Lo primero que se ve en un análisis simple de la nómina es que no existe un criterio uniforme para la fijación de salarios por categoría de puesto. Dos secretarias calificadas como IV reciben sueldos diferentes, mientras que la diferencia entre un chofer I y III son RD$134.

Sin embargo, los que son categoría II aparecen en nómina con RD$14,786, con excepción de otro, que también es II, cuyo salario mensual es de RD$28,000. En la búsqueda se halló un chofer IV que recibe RD$18,251, pero también hay más ubicados en la clasificación II con salarios entre RD$18,251 y RD$20,000.

De acuerdo con la nómina de junio de este año, el monto desembolsado sólo para salarios fue de RD$16.7 millones, lo que establece que el peso, sólo por este concepto, será de RD$216.8 millones durante 2016, excluyendo los beneficios extras de los funcionarios medios y altos, tales como vehículo, combustible, flotas telefónicas abiertas y seguro médico privado, entre otros.

La Dirección General cuenta con dos secretarias ejecutivas categoría VI, pero en los salarios hay una que recibe RD$40,000 y la otra RD$50,000, aun siendo de la misma categoría. Entre las áreas con mayor número de empleados están: Zona Norte (30), Gerencia Sur (28), Nordeste (28), Seguridad (26), Este (22), Socioeconómico (22), Diseño y Presupuesto (29), Servicios Generales (29), Operaciones (21), Financiero (17), Energía Fotovoltaica (16), Microhidroeléctrica (14), Comunicación y Relaciones Públicas, que son dos separadas, (12), Archivo (10) y Recursos Humanos (10).

La incongruencia salarial está presente en prácticamente todas áreas. Sin embargo, en Servicios Generales se dan algunas que resultan especiales. El supervisor de este departamento tiene un salario de RD$20,000, pero hay un camarero que también recibe ese mismo salario, mientras que otro sólo aparece con RD$16,000. En Seguridad Social hay dos encargados, cada uno con RD$50,000, lo que establece una duplicidad.

Por igual, el encargado del taller de Transportación, con RD$50,000, también gana igual que el encargado del Departamento al que pertenece esta área.

La UERS cuenta con tres médicos consultados, con RD$28,000 cada uno, y otro con igual categoría pero con un salario de RD$22,400, así como una enfermera con RD$23,000.

En estos momentos la UERS tiene levantadas 116 microcentrales hidroeléctricas, cuyo costo unitario está entre RD$60 millones y RD$70 millones, dependiendo de la cantidad de kilovatios que deba proporcionar a las comunidades.

A la fecha la entidad ha construido 37 en todo el país, mientras que 60 están en ejecución en La Vega, San José de Ocoa, Santiago Rodríguez, Pedernales, Puerto Plata, Monte Plata y otras áreas.
En las 37 microcentrales se invirtieron alrededor de RD$400 millones, lo que establece un promedio de RD$10 millones por unidad, muy lejos del promedio de entre RD$60 millones y RD$70 millones en que estiman las proyectadas.

La directora general de la UERS

Thelma Eusebio dice no estar preocupada por la existencia de la UERS, sino que lo único que hace es defender el derecho que tienen los dominicanos de los campos de recibir electricidad.

“No creo que haya alguien en particular detrás de que la UERS desaparezca, sino que las propuestas que se hacen con una conceptualización diferente, con políticas orientadas hacia los que menos tienen, chocan con la realidad del Estado”, dijo Eusebio, al tiempo de rechazar que sea una CDEEE paralela porque ella (la institución) no hace lo que hace Rubén Jiménez Bichara, de quien dijo realiza un excelente trabajo.

Respecto a la cantidad de empleados, la funcionaria dijo que la UERS es la institución del sector eléctrico que menos servidores tiene. Recordó que esa entidad es una unidad operativa dentro de la CDEEE con cinco gerencias. “Cuando tú eres auditado y cumples con los procesos al pie de la letra necesariamente debes tener auditores, contables, archivo, planificación, gestión de calidad, recursos humanos”, explicó.

Reveló que la UERS ha invertido alrededor de RD$1,000 millones en proyectos de electrificación rural en todo el país durante la última década. Destacó que hay zonas en las que ha habido más avances que en otras respecto a la cobertura de electricidad. Puso de ejemplo Monseñor Nouel, donde resta menos del 2%; Pedernales con menos de 1%, pero hay otros, como Elías Piña y San Juan donde aún está por encima del 20% y 30%.

Indicó que en Hato Mayor, por ejemplo, tenían planificado hacer el desmonte territorial, pero que al llegar se encontraron con que aún el 18% de esa provincia no cuenta con servicio de electricidad, a pesar de ser una provincia altamente productiva.

Thelma Eusebio reveló que en los últimos diez años se ha desmontado alrededor del 5% del territorio sin electrificar, faltando alrededor de 60,000 hogares en todo el país. Cuando llegó, en 2006, había un 12% del territorio dominicano sin electricidad.

http://www.eldinero.com.do/26370/la-uers-sin-serlo-lo-mas-parecido-a-un-ministerio/

Costos de distribución en un sistema electrico

Los costos de distribución incluyen el valor del capital, el costo de operación y mantenimiento, y las pérdidas de energía. El valor del capital de una empresa distribuidora equivale a la depreciación de sus instalaciones más los intereses del capital invertido. La tasa de costo de capital normalmente se asocia con el costo promedio del capital o wacc (Weighted Average Cost of Capital),2 que se define como el promedio ponderado de las tasas de retorno requeridas por el capital aportado por los inversionistas y el capital prestado por entidades financieras. El costo del capital, de acuerdo al capm (Capital Asset Pricing Model), es igual a una tasa libre de riesgo —por ejemplo, la tasa de interés de los bonos del gobierno— más una prima por riesgo que depende del sector y del riesgo-país.3 En la práctica existen tres alternativas para evaluar los bienes e instalaciones en servicio que conforman el costo del capital invertido: costo histórico, costo de reposición y costo de sustitución o valor nuevo de reemplazo (vnr).

• El costo histórico es el valor efectivamente pagado por la distribuidora por sus instalaciones y equipos, menos la depreciación acumulada. • El costo de reposición representa lo que costaría construir las mismas instalaciones y equipos hoy, sin tener en cuenta la obsolescencia de la tecnología utilizada. • El costo de sustitución o valor nuevo de reemplazo (vnr) es el costo actual de adquisición de nuevas instalaciones y equipos que permitan ofrecer un servicio idéntico al proporcionado por las instalaciones existentes pero utilizando la última tecnología y buscando el mínimo costo. Este concepto responde a la necesidad de garantizar que los usuarios no financien inversiones ineficientes. Los costos de operación y mantenimiento corresponden a los costos necesarios para mantener disponible el servicio con la calidad adecuada, e incluyen las actividades de mantenimiento preventivo, mantenimiento menor y mantenimiento mayor, programadas de acuerdo a la frecuencia requerida por cada una de ellas. Tanto los costos unitarios de inversión como los costos de operación y mantenimiento dependen de la densidad poblacional o características del servicio, incluyendo los niveles de calidad de suministro para los que se hayan diseñado las redes. Es decir, el costo promedio en la zona rural será mayor que en la zona urbana debido a que la distancia entre los clientes es mayor si se considera un mismo nivel de confiabilidad. Ello debido a que, si bien el costo por kilómetro en una zona rural puede ser menor que en una urbana —pues las distancias entre postes, conocidas como vanos, suelen ser mayores y por lo tanto se requiere un menor número de ellos—, cuanto más urbana es la zona generalmente el consumo de kWh por persona es mayor, efecto que supera al primero. Por ello, si se considera que la calidad del servicio es similar, el costo medio de distribución tiende a ser mayor conforme se va de zonas urbanas de alta densidad a zonas urbanas de media densidad, hasta llegar a zonas rurales. Este comportamiento típico de los costos unitarios por kWh según densidad de zona, considerando niveles similares de calidad de suministro, se ilustra en el gráfico 5.1. Esta diferencia de costos entre zonas es tomada en cuenta en la regulación de tarifas de electricidad al calcularse los costos de los concesionarios considerando tanto la concentración de población como los niveles de consumo típicos. Este tema se verá con mayor detalle en las secciones siguientes. Respecto al costo de las pérdidas, las pérdidas técnicas como porcentaje de la energía transportada aumentan conforme el voltaje disminuye. Como la distribuidora compra energía y potencia —aunque a veces se expresa todo en energía— a la generadora, la distribuidora suma el costo de las pérdidas a los costos de distribución, que en el caso peruano se suman al valor agregado de distribución (vad). Sin embargo, como regla en los países donde se utilizan mecanismos de regulación por incentivos, las tarifas deben reconocer solo un porcentaje de pérdidas basadas en condiciones eficientes de operación.



  Definidas como la reducción de los costos medios conforme se incrementa el número de usuarios por metro cuadrado del área de concesión. 2 WACC D D E t r E D E r = D E +      ( ) − + +       1 , donde: rD = tasa de la deuda, rE = tasadel capital propio (equity), D = financiamiento vía deuda de largo plazo, E = financiamiento vía capital propio, t = tasa impositiva. El porcentaje óptimo de endeudamiento (leverage) depende de una serie de factores, lo que complica el cálculo de la tasa de costo del capital. Un libro de texto estándar sobre finanzas corporativas que se puede consultar para más detalles es Brealey y Myers 2000. 3 Para una derivación detallada del costo de capital y su aplicación a las empresas distribuidoras, ver García y Pérez-Reyes 2005.


http://files.pucp.edu.pe/departamento/economia/LDE-2008-02-08.pdf

Estrategia gubernamental post-Acuerdo de Madrid

SANTO DOMINGO,R.D.- El gobierno ha escogido una estrategia muy arriesgada respecto al mercado eléctrico, ha privilegiado al mercado spot, el más volátil y de precio más alto, como mercado principal; sin las plantas generadoras de Punta Catalina y un segmento hidroeléctrico débil y muy disminuido, esta decisión hace muy vulnerable y de alta incertidumbre al sector eléctrico en su conjunto.

La única experiencia de licitación de compra-venta de energía entre empresas distribuidoras y generadoras se produjo en 2003 cuando AES-Andrés gana licitación internacional para abastecer a Edeeste. El resultado fue la energía más eficiente y barata suministrada a cualquiera de las EDEs, hasta el presente. Esta experiencia no ha sido tomada en cuenta en la estrategia post-Acuerdo de Madrid (post-AdM). ¿Por qué?

Discrecionalidad y funcionariado gubernamental

El funcionariado de la CDEEE-EDEs y los del gobierno central se han convencido de que los contratos del Acuerdo de Madrid (AdM) no debían ser sustituidos por contratos de largo plazo producto de licitaciones competitivas varios años en avance a que aquellos contratos expiraran, tal como lo preveía el AdM y como lo ordena la ley.

La teoría e investigaciones recientes de la economía política sugieren que el funcionariado eléctrico estatal de países institucionalmente débiles está colocado en una red de incentivos que le inducen a preferir conocer y decidir discrecionalmente al ganador de los grandes contratos, permisos y concesiones con el objetivo de arreglar la distribución de rentas y poder político relacionados.

Esta preferencia del funcionariado ha sido ampliamente demostrada en el caso dominicano, tal como atestiguan los ejemplos más recientes:

• Contrato de largo plazo de “transformación de energía” de 300 megavatios a carbón traspasado discrecionalmente (del ganador de licitación, Emirate Powers) a favor de empresa Sichuan en 2007, frustrado por la negativa de la banca internacional y local a financiar el proyecto.
• Contratos de corto plazo de las EDEs que se han mantenido en absoluto secreto en últimos 7 años, con precios muy parecidos a los de contratos del AdM.
• Contrato construcción 720 megavatios a carbón en Punta Catalina, en que todos los competidores fueron descalificados excepto el consorcio Odebrecht-Estrella, que había pre-negociado con el funcionariado.
• Extensión discrecional, cuya documentación se mantiene en absoluto secreto, del contrato para 175 megavatios adicionales por 7 años para compra-venta de energía a la empresa Dominican Power Partners (DPP) de AES Dominicana.
• Autorización discrecional para la instalación de 600 megavatios en Punta Catalina a favor de Pinegy Comercial Group SRL, posteriormente revocada para ser sustituida para la expansión y operación de central en Monterío, Azua.
• Autorización discrecional para que nuevos propietarios locales de central San Felipe, antigua Smith-Enron, en Puerto Plata, con combustible gas propano.

Estos “intereses” bien concretos del funcionariado gubernamental y los privilegiados lo han llevado a que estos elementos sean totalmente excluidos de las discusiones más importantes relativas a la estrategia de desarrollo del sector eléctrico a través del llamado Pacto Eléctrico.

Efectivamente, fuera de este proceso del Pacto, el gobierno ha tomado decisiones estratégicas bastante arriesgadas. Estas decisiones sobre el abastecimiento de energía post-AdM han sido recientemente anunciadas a través de la prensa nacional en medio de la niebla de una amplia y costosa campaña de descredito del AdM. Los elementos que constituyen la estrategia son los siguientes: central generadora Punta Catalina, licitaciones de corto plazo, licitaciones de largo plazo, los que analizamos a continuación.

Estrategia gubernamental post-AdM: Punta Catalina

El primer elemento de la estrategia, su eje material y político principal, pasa por la construcción de la central generadora a carbón en Punta Catalina de propiedad estatal, ya que el funcionariado entiende que esto le suma poder de negociación en el proceso de contratación del resto de la energía que necesitan las EDEs en el sentido de que los generadores no pueden amenazar con apagones con la misma efectividad que fuera sin la existencia de esta generadora estatal.

Sin embargo, este supuesto poder negociador se ha debilitado significativamente, ya que la ejecución del proyecto enfrenta serios problemas.

En el mejor de los casos, aún faltan, por lo menos, 2 años de arduo trabajo para completar y poner en operación dicha central generadora. Fitch Ratings estima que en el mejor de los casos la planta entrara en operación a finales del primer semestre de 2018.

Existe un enorme nivel de incertidumbre con respecto al financiamiento requerido, no solo por las dificultades con las fuentes originales, sino también por la negativa de la inyección de capital privado accionario debido al también enorme nivel de incertidumbre acerca del verdadero valor de los activos del proyecto.

Una vez en operación, los 700 megavatios de potencia de Punta Catalina serán una fracción importante pero minoritaria de la demanda de las EDEs, menos del 30% (aun con la “gestión” de la demanda, es decir, los apagones administrados por las EDEs), es decir, casi el mismo peso que los otros dos grandes grupos empresariales que dominan el mercado.

Estrategia gubernamental post-AdM: Mercado spot

El segundo elemento de la estrategia gubernamental consiste en hacer que los generadores se queden sin contratos luego de que periman los del AdM de tal forma que tengan que vender su energía a las EDEs a través del mercado spot.

¿Cuáles son las características de este mercado spot?

• Es un mercado totalmente voluntario y discrecional donde los generadores ofrecen su energía hora por hora sin compromiso, responsabilidad o garantía de permanencia, dependiendo de su declarada disponibilidad ante el Organismo Coordinador (OC).
• La indexación del precio de la energía es directa, inmediata y automática ya que refleja el precio corriente del combustible utilizado. Esto contribuye a volatilizar el precio spot, las finanzas de las EDEs y, por tanto, la tarifa eléctrica.
• El comprador, las EDEs, debe pagar un cargo por cada megavatio de potencia instalada despachada (capacidad + costo fijo de operación y mantenimiento) uniforme a todos los generadores, este cargo es equivalente al de una nueva planta generadora ineficiente (tecnología turbina de gas de ciclo abierto de fuel-oil No.2 de 50 megavatios) y es indexado mensualmente por el 100% del cambio en el índice de precios al consumidor en EUA y la tasa de cambio del peso dominicano respecto al dólar estadounidense.
• Las EDEs solo disponen de 21 días antes de que la factura expire y se comiencen a aplicarse cargos por mora, los cuales incluyen la tasa de interés activa promedio semanal de bancos comerciales por cada día de atraso además de un recargo de 18% anual.

Tal como se puede intuir de esta descripción, el mercado spot funciona como un indicador de las debilidades y fortalezas reales del sistema eléctrico. Cuando predomina la escasez (demanda mayor a oferta), la matriz de generación es ineficiente (con demasiado combustible fósil) y el país no cuenta con fuentes propias de combustible, el resultado es un precio spot alto y volátil. Precisamente, en la lógica del mercado “marginalista” este alto precio se supone sea una señal que tiene la función de incentivar a los generadores a que inviertan en nueva generación eficiente para ampliar su margen de beneficios.

Sin embargo, en la realidad esto no es lo que ha pasado en los países que han experimentado con ampliar el ámbito de influencia del mercado spot en el conjunto del negocio eléctrico. Los estudios empíricos realizados (casos de California, Ontario, Gales, Londres) han demostrado que el predominio del mercado spot provoca los siguientes efectos: focaliza el negocio eléctrico en su conjunto en el corto plazo; magnifica (aumenta desmedidamente) el efecto de las escaseces vigentes en el mercado eléctrico; volatiliza el precio de la energía y la tarifa al estar inmediatamente vinculado al precio actual de los combustibles; encarece el suministro de la energía debido al efecto doble de exigir mayor disponibilidad de efectivo para pagar facturas corrientes, así como el encarecimiento exponencial de las facturas vencidas (deuda de las EDEs); y, finalmente, pero no por eso menos importante, facilita las maniobras y colusión entre generadores y/o EDEs para influir en el precio de la energía de corto plazo.

La experiencia dominicana de largo plazo confirma estos hallazgos internacionales: el precio spot ha sido siempre más alto y volátil que el de los contratos del Acuerdo de Madrid, tal como se muestra en el gráfico.

Estrategia gubernamental post-AdM: Licitaciones de corto plazo

El tercer elemento de la estrategia gubernamental es la licitación de compra-venta de energía de corto plazo (2-3 años) para generadores que ya están instalados. Sus términos específicos aún no se han dado a conocer, lo cual fuerza a los generadores instalados a desplazarse al mercado spot.

El funcionariado eléctrico gubernamental ya ha tenido una amplia practica de casi 10 años de asignar discrecionalmente y de forma ultra-secreta contratos de corto plazo (menos de un año) a diversos generadores de su preferencia. Lo poco que se conoce de estos contratos (debido a revelación indiscreta de consultores de la SIE en su informe sobre la tarifa técnica) y de las tendencias de precios sugiere que, en los hechos, su efecto no se ha sentido en una reducción significativa de los precios promedios del conjunto del mercado de contratos.

Las debilidades que se pueden intuir de este tipo de contratos, en el caso de que sean licitados, son los siguientes:

• Se debería ofrecer un precio más alto que el spot (tanto en energía como en potencia) para que sea atractivo en el corto plazo.
• Contratos de corto plazo refuerzan la rentabilidad de la tecnología obsoleta ya instalada, lo cual desincentiva la inversión de largo plazo en energía eficiente y barata.
• Reforzado por predominio de mercado spot, estos contratos focalizarían aún más el negocio eléctrico en su conjunto en el corto plazo.

Estrategia gubernamental post-AdM: Licitaciones de largo plazo

El cuarto elemento de la estrategia gubernamental es la licitación de contratos de compra-venta de energía o de construcción de nuevas centrales generadoras.

Estas licitaciones pudieron y debieron ser realizadas desde hace 10 años hasta la fecha para que las nuevas capacidades energéticas eficientes fueron entrando escalonadamente. Pero no, el funcionariado ha decidido actuar de forma diferente con los consiguientes resultados catastróficos que se han vivido.

Los términos específicos de estas nuevas licitaciones aún no se han dado a conocer, lo cual fuerza a los generadores instalados con intereses de largo plazo a desplazarse al mercado spot.

Mientras más se tardan estas licitaciones más se tardan las soluciones estructurales de corto y largo plazo del sistema eléctrico nacional.

http://acento.com.do/2016/opinion/8371467-estrategia-gubernamental-post-acuerdo-madrid/

Anuncia medidas para transformar y modernizar el sector energético

SANTO DOMINGO.- El presidente Danilo Medina anunció hoy que firmará un decreto encaminado a la transformación y modernización del sector energético.

Al pronunciar su discurso de toma de posesión ante la Asamblea Nacional para el periodo 2016-2020, precisó que el decreto establecerá que tanto la Comisión Nacional de Energía como la Dirección de Minería pasarán a ser viceministerios del Ministerio de Energía y Minas, lo que permitirá mejorar la coordinación entre las diferentes áreas.

Primer paso

“Este es el primer paso para el cambio institucional, que se completaría con la desaparición de la CDEEE en el año 2018, tal como establece la Ley”.

Explicó que el Ministerio de Energía y Minas será así el órgano que trazará las políticas y estrategias del sector eléctrico y el responsable de la tutela de todas las empresas de  propiedad estatal o mixta del sector.

Mientras que las empresas del sector eléctrico público pasarán a ser coordinadas por un Holding o corporación a cargo de la actividad empresarial pública.

Reducción de pérdidas

Igualmente, afirmó que siempre en el marco del Pacto Eléctrico, se aplicará un calendario de reducción de pérdidas que permita pasar del 31% actual a un 15%, así como una estrategia de mejora de la eficiencia de las empresas distribuidora.

“Esto permitirá que cuando entre la planta de Punta Catalina se aproveche mejor la inyección de 720 MV que entrarán al Sistema Único Interconectad”.

Bono Luz

Al mismo tiempo, se  incrementará la instalación de medidores prepago para los sectores de menores ingresos y aquellos favorecidos con el subsidio de Bono Luz y se mantendrán los 412,000 clientes favorecidos con esta iniciativa, por lo que  el Ministerio de Hacienda se comprometerá a transferir directamente a las distribuidoras el monto mensual total correspondiente al Bono.

Indicó que el gobierno llevará a la mesa del dialogo con los diversos sectores de la sociedad que participan en la discusión del Pacto Eléctrico su punto de vista a cerca de la tarifa técnica y el desmonte gradual del subsidio cruzado.

http://www.elnuevodiario.com.do/app/article.aspx?id=493090

invertir los recursos públicos en R.D.

SIE: La Superintendencia de Electricidad cuenta con tres miembros. El gasto mensual en esta entidad es de RD$1.5 millón, para un total anual de RD$19.3 millones.

Edenorte: Con un consejo compuesto por siete miembros, el gasto mensual es de RD$1.4 millones, igual a un monto anual de RD$189.2 millones.

Edesur: Sin duda la principal de las tres distribuidoras. Su consejo cuesta RD$1.7 millón al mes, lo que equivalen a RD$22.9 millones cada año.

Edeeste: El consejo de esta distribuidora, que al igual que las otras dos es de siete miembros, cuesta RD$1.1 millón al mes, para un total anual de RD$13.9 millones.

CDEEE: La institución líder del sector eléctrico cuenta con un consejo de ocho miembros, cuyo costo mensual es RD$1.6 millón, menor que el de ETE y Edesur.

ETED: Con el consejo más poblado, con nueve miembros, esta estructura le cuesta mensualmente al Estado RD$1.7 millón, para un total al año de RD$22.9 millones.

UERS: Aunque es una unidad operativa dentro de la CDEEE, esta estructura cuenta con un consejo de seis miembros (Decreto dice 7) que cuesta RD$1.1 millón mensual.


http://www.eldinero.com.do/26726/para-que-han-servido-los-consejos-de-administracion-del-sector-electrico/

¿Para qué han servido los consejos de administración del sector eléctrico?

SANTO DOMINGO,R.D.- El Estado ha gastado, en los últimos cuatro años, alrededor de RD$610.4 millones en el pago de aproximadamente 60 funcionarios (miembros, asesores, choferes y secretarias) que forman los consejos de administración del sector eléctrico, sin que se haya registrado una mejoría en el servicio.

A este monto habría que sumar los ingresos del director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), porque no forma parte de ningún consejo, cuyo salario mensual es de RD$500,000, por encima del que percibe el ministro de Energía y Minas (MEM), fijado en RD$300,000, que a su vez es su superior inmediato.

En 2010, luego de recibir el soporte legal del Presidente, el entonces vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Celso Marranzini, eliminó los consejos de Edenorte, Edesur y Edeeste, pasando a presidir un único órgano que tenía como miembros a Ramón García Tatis, como vicepresidente, así como por el economista Magín Díaz y Mirna Lorenzo, elegidos vocales.

En la mayoría de los casos los miembros de los consejos de administración no tienen una formación relacionada con el sector eléctrico. Sin embargo, todas, con excepción de la CNE, están presididas por estas estructuras cuya función, con ligeras variaciones, es similar en cada una de las entidades.

Empresas

De acuerdo con la Ley General de Electricidad 125-01, la CDEEE lidera y coordina las empresas eléctricas, lleva a cabo los programas del Estado en materia de electrificación rural y suburbana, así como la administración y aplicación de los contratos de suministro de energía eléctrica con los productores independientes de electricidad (IPP).

Aunque no se cumplió hasta su implementación en enero de 2008, la legislación estableció la creación, en un plazo de 90 días, de las empresas de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) y de Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID), a las cuales se les traspasarían la propiedad y administración de los sistemas de generación hidroeléctrica y de transmisión.

El Poder Ejecutivo, además, debió crear en ese plazo de 90 días la Unidad de Electrificación Rural y Suburbana para asegurar la electrificación de las zonas pobladas de familias de escasos recursos económicos, la cual funcionaría bajo la dirección de la CDEEE.

La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), que según el mandato legal de su creación estará regida por un consejo directivo de siete miembros, uno de los cuales lo presidirá, sobrepasa esta cantidad. Todos son designados por el Poder Ejecutivo.

En EGEHID también se da el caso de que el número actual de miembros del Consejo sobrepasa el estipulado en el Decreto de su creación. Además, como sucede con las tres empresas distribuidoras, se agregan asesores en materia legal y hasta directores ejecutivos en algunos casos.

Aunque entre las funciones de los consejos directivos está la de garantizar la toma de decisiones que logren un sector eléctrico eficiente, acorde con los nuevos tiempos y que ofrezca un servicio de calidad y a precios competitivos, los resultados financieros establecen todo lo contrario.

En los últimos cuatro años ha sido necesario erogar más de US$3,000 millones en subsidios a las distribuidoras de electricidad.

http://www.eldinero.com.do/26726/para-que-han-servido-los-consejos-de-administracion-del-sector-electrico/

CDEEE cita logros programa reducción pérdidas

SANTO DOMINGO, República Dominicana.-

La Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) informó que culminó de manera exitosa la primera etapa del Programa de Rehabilitación de Redes y Reducción de Pérdidas, segundo eje del Plan Integral para el Sector Eléctrico, que cuenta con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo, el Fondo OPEC para el Desarrollo Internacional (OFID), el Banco Mundial y el Banco Europeo de Inversión (BEI).

La entidad indicó que gracias a la iniciativa, cuya segunda fase inició recientemente con la meta de formalizar a cerca de medio millón de usuarios, cerca del 60% de los clientes del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) disfruta del servicio las 24 horas del día.

Con una inversión de US$261.6 millones, la CDEEE y las empresas distribuidoras ejecutaron 311 proyectos de rehabilitación, con 3,772 kilómetros de la red de distribución rehabilitados; 377,164 clientes normalizados; 296,376 usuarios convertidos en clientes, y 228,653 clientes tele-medidos, para sumar un total de 361,747.

“Si bien las pérdidas globales bajaron en algo más de 3%, en algunas comunidades la mejoría en este aspecto es impresionante, como el caso de comunidades como Tamboril, de Edenorte, en la que pasaron de 50% a 9.5%. En El Palmar de Engombe y La Gloria, ambas de Edesur, las pérdidas bajaron de 81% a 25.5% en el primero y a 19.7% en el segundo”, agregó la institución.

En el caso de Edeeste, se citan los sectores de Borojol y Villa Francisca, donde las pérdidas se redujeron de 45% a 10.3%, y como estos hay numerosos barrios urbanos y comunidades del interior.

Segunda etapa

La CDEEE sostuvo que estos logros de la primera etapa del Programa de Rehabilitación de Redes y Reducción de Pérdidas continuarán en este 2016, ya que la segunda fase inició recientemente.

Esta segunda etapa involucra una inversión de 358 millones de dólares financiados por la Banca Multilateral, más la contrapartida local, a lo que se suman los programas propios de las Distribuidoras, y la meta es la rehabilitación de 85 circuitos, 3,669 kilómetros de redes de distribución, la normalización de 433,399 clientes, con la meta de reducir las pérdidas en cerca de un 7%.
Incluye, además, la sustitución en 39 circuitos de los medidores convencionales por tele-medidores, para 334,556 nuevos clientes con medición remota.

Además se han invertido 30.57 millones en la construcción de 10 subestaciones y la repotenciación de 27, aumentando la potencia instalada de distribución en 378.13 MVA y beneficiando a 790,925 clientes.

En el área de transmisión, con una inversión de US$48 millones se han ejecutado 16 proyectos de construcción de líneas de transmisión y cables de guarda, para un total de 362 kilómetros, y se han invertido otros 16 millones de dólares en 7 proyectos de subestaciones de transmisión, para una adición de 740 MVA al SENI.

Además se han invertido 31 millones de dólares en proyectos de mantenimiento del sistema de transmisión para mejorar la disponibilidad y confiabilidad de los activos. En el área hidroeléctrica, se invirtieron 39.1 millones en diversos proyectos, de los cuales 10.5 millones de dólares se destinaron a la construcción de la Mini Central Hidroeléctrica Brazo Derecho; 11.6 millones en 38 proyectos de mantenimiento mayor en 26 centrales hidroeléctricas, entre ellas Hatillo, Jimenoa, Río Blanco I, Pinalito I y II, Sabana Yegua y Jigüey.

En cuanto a la Unidad de Electrificación Rural y Suburbana (UER) ha levantado 23 micro-centrales, 12 proyectos fotovoltaicos, unos 60 proyectos de electrificación de redes convencionales y cerca de mil proyectos de rehabilitación menores, beneficiando a unas 25 mil familias de localidades aisladas, donde nunca antes hubo energía eléctrica.

http://acento.com.do/2016/economia/8373194-cdeee-cita-logros-programa-reduccion-perdidas/

Presidenta del Codia abogará por las pensiones de sus colegiados -

SANTO DOMINGO,R.D.- En un ambiente de confraternidad, se llevó a cabo ayer el acto de toma de posesión de la nueva directiva del Colegio Dominicano de Ingenieros, Arquitectos y Agrimensores (Codia).La recién designada presidenta del Codia, Edita Vizcaíno, se comprometió a luchar por los intereses de los ingenieros, arquitectos y agrimensores del país y afirmó que abogará porque los ingenieros contratistas reciban el pago justo de las obras. 

Asimismo, dijo que el tema de la seguridad social recibirá especial atención, por considerarse un problema económico que afecta a los integrantes del gremio. 
“Haremos esfuerzos para lograr un aumento de las pensiones de los colegiados entrando en edad y gestionaremos un servicio eficiente de ambulancia a un costo accesible”, apuntó la ingeniera industrial. 

En esa dirección, dijo que trabajarán para establecer acuerdos con los próximos centros de salud de todo el país para brindar asistencia médica a los miembros del Codia y a sus familiares.




www.elcaribe.com.do/2016/08/16/presidenta-del-codia-abogara-por-las-pensiones-sus-colegiados

LOS CONTRATOS DE Madrid al spot (2)

SANTO DOMINGO,R.D.- Los contratos del Acuerdo de Madrid se firmaron a principios de agosto del 2001 y estipulaban claramente que su último tramo vencería el 31 de julio del 2016.

Era lógico esperar que el Gobierna hiciera nuevas licitaciones antes del 2016 para sustituir los viejos contratos por otros con términos satisfactorios.

Sin embargo, inexplicablemente, el Gobierno no hizo licitación alguna, ni siquiera entre las plantas eléctricas locales, y como la demanda de electricidad hay que satisfacerla de cualquier manera, ahora las distribuidoras están comprando casi toda la energía al precio más caro (mercado spot) de las plantas que abastecen al sistema.

Veamos algunas consecuencias. La empresa EGEHAINA – por ejemplo – tenía uno de los contratos de Madrid basado en combustible fuel oil residual. Al 31 de julio el precio solo de energía que cobraba Haina con ese combustible era superior a los 8 ¢US/Kwh, mientras que sus plantas habían declarado al mercado spot costos variables de producción de 5.4 y 5.6 centavos de dólares con el mismo combustible. Más todavía, desde que vencieron los contratos de Madrid las distribuidoras están pagándoles la energía a esas mismas plantas a 10 ¢US/Kwh – hasta 85% por encima- debido al precio del mercado spot a la fecha.

Eso no es cualquier cosa si consideramos que en un mes, por solo ese contrato de fuel oil, Haina vende más de 63 millones de kilovatio hora. ¡Multiplíquelos por el monto del sobre precio!

A eso se agrega que Itabo declaró costo de producción a 2.8 centavos y el spot hace que las distribuidoras la paguen a 10 centavos; situación semejante está ocurriendo con la mayoría de la casi 24 plantas que despachan diariamente en el sistema.

Es evidente que el no haber hecho licitaciones para sustituir los contratos de Madrid ha obligado a las distribuidoras a comprar toda su demanda en el spot, lo que podría generar pérdidas de cientos y hasta miles de millones de pesos al Gobierno, mientras que, lógicamente, algunas generadoras recibirán, sin ningún esfuerzo extra, esos mismos millones. Entonces, pregunto…¿de qué se ríe Bichara?

http://elnacional.com.do/detalles-de-madrid-al-spot/

Subsidio a la tarifa electrica no puede quitarse de golpe

SANTO DOMINGO, República Dominicana.-

El administrador de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur (Edesur), Radhamés del Carmen, dijo este viernes que el desmonte del subsidio a la tarifa del servicio es una de las metas centrales del Pacto Eléctrico, pero que esto deberá implementarse de manera gradual.

“El principio general del Pacto es, que después establezcamos el mecanismo para que la tarifa en sí misma recoja todos los costos de la cadena del sector, der servicio eléctrico, y que el Gobierno no tenga que estar trasfiriendo recursos a las distribuidoras para que puedan subsistir”, sostuvo.

Señaló, no obstante, que ese paso no puede llevarse a cabo “de un solo golpe”, sino en un período que debe ser acordado por los diversos sectores en el marco del Pacto Eléctrico, que sería dentro de cinco a seis años.

“Lo que realmente estamos discutiendo es cuál es la rampa que tenemos que establecer para ir desmontando las ineficiencias, que las empresas (distribuidoras) tengan una perdidas razonable, alrededor del 15%, que los gastos también sean razonables y que toda la población que consuma energía pague”, explicó.

Del Carmen, quien funge como representante de la parte gubernamental en las sesiones de trabajo del Pacto Eléctrico, reconoció que en el sector se mueven múltiples intereses, tanto económicos como sociales, pero que solo faltan por consensuar algunos temas pendientes para proceder a la firma de un documento final.

“Ustedes saben que es un mercado donde se tranzan US$2,500 millones al año, entonces intereses hay, incluso intereses sociales, pero el mismo sector social es uno de los principales actores, de los que más está ayudando a que se vayan justamente aclarando esos intereses”, dijo el funcionario a los medios, al término de una misa celebrada con motivo del 17 aniversario de Edesur.

Radhamés del Carmen aseguró que la iniciativa se encuentra en su etapa final, con apenas dos o tres temas pendientes por debatir, en función de la agenda que ha sido definida en el marco del Consejo Económico y Social (CES).

Mencionó como el primero de estos puntos el concerniente a la tarifa eléctrica. Algo también pendiente por definir es “cómo queda finalmente el marco institucional del Gobierno, el tema del alumbrado público”, e identificar de dónde van a obtenerse los fondos del Plan de Inversiones que se requieren para reducir las pérdidas del sector, expandir las redes y subestaciones del sistema.

http://acento.com.do/2016/economia/8372610-administrador-edesur-dice-subsidio-tarifa-electrica-no-puede-quitarse-golpe/