Privatización, capitalización de las empresas públicas y Alianzas Público-Privadas

 

Las Alianzas Público - Privadas, sin ser vendidas como la solución a todos los problemas nacionales, pudieran representar un camino idóneo para generar las sinergias necesarias entre los sectores público y privado.

Hace unos días sostuve una conversación con una estimada colega en la cual debatíamos el objeto de las Alianzas Público - Privadas (APP), siempre que la amiga indicaba que si las APP no constituyen un esquema de privatización de las empresas públicas, al menos termina siendo una especie de capitalización de las mismas. Es mucho lo que se ha escrito en contra del esquema planteado por la Ley No.47-20 de Alianzas Público - Privadas, especialmente en el país donde aun queda el mal sabor de los fracasos de procesos recientes de privatización y capitalización de las empresas públicas. Sin embargo, contrario a los críticos, somos de opinión de que aunque el esquema planteado por la Ley No.47-20 y su reglamento de aplicación no sea perfecto, constituye una propuesta interesante que apuesta al desarrollo del Estado Dominicano, a través de la colaboración de los sectores productivos.

Las APP no representan ni privatización, ni capitalización de las empresas del Estado y aunque el tema sea muy complejo para tratarlo en un artículo de opinión como este, me voy a permitir conceptualizar cada una de las instituciones referidas, para mostrar la diferencia entre una y otra. La privatización, de forma general, se define como “la venta total o parcial de una empresa pública (propiedad del Estado) a inversores privados, a través de una oferta pública. De esta forma, tanto la responsabilidad como los beneficios derivados de la evolución de la sociedad pasan a manos de sus accionistas.”

De su parte la capitalización consiste en la inyección de capital privado a las empresas estatales, para constituir una sociedad entre el Estado y los inversionistas privados, constituidos en accionistas y que en el caso particular de la República Dominicana, la Ley No.141-97 dispone que los “nuevos aportes de capital, no podrá, en ningún caso, exceder del 50% del total de acciones efectivamente pagadas por las sociedades objeto de la capitalización.”

El artículo 4, numeral 6 de la Ley No. 47-20 define la Alianza Público Privada como “el mecanismo por el cual agentes públicos y privados suscriben voluntariamente un contrato de largo plazo, como consecuencia de un proceso competitivo, para la provisión, gestión u operación de bienes o servicios de interés social en el que existe inversión total o parcial por parte de agentes privados, aportes tangibles o intangibles por parte del sector público, distribución de riesgos entre ambas partes, y la remuneración está asociada al desempeño conforme a lo establecido en el contrato.” Sin embargo y no obstante las diferencias conceptuales precedentes, la distinción fundamental entre un contrato de APP y los contratos resultantes de los procesos de privatización y capitalización de empresas del Estado lo constituye el que las obligaciones de APP no transfieren la propiedad de las iniciativas contratadas a favor de los inversionistas privados; se trata de contrataciones finitas, cuyas fechas de inicio y terminación forma parte de las cláusulas obligatorias que deben incluirse en los acuerdos, tal como lo dispone la letra del Art.63 (14), Ley No. 47-20.

Estas características fundamentales del modelo de APP nos indica que se trata de un mecanismo innovador, a través del cual el Estado nunca se desapodera de la propiedad de su patrimonio, tal como supone una venta total o parcial, bien sea por medio del mecanismo de privatización puro y simple o por la transferencia de acciones, a través de un esquema de capitalización.

Dadas las experiencias negativas del pasado, comprendemos la suspicacia de muchos e incluso podemos llegar a entender como válida la discusión fundamentada en la defensa de intereses particulares; sin embargo, las experiencias positivas de países con tradición de APP como son Colombia, Chile, México, Brasil y Perú; así como el camino recorrido por otros que como Argentina, Ecuador, Costa Rica y Panamá, a penas inician sus pasos en la aplicación de este modelo, nos indican que las Alianzas Público - Privadas, sin ser vendidas como la solución a todos los problemas nacionales, pudieran representar un camino idóneo para generar las sinergias necesarias entre los sectores público y privado, que den al traste con la creación de nuevas fuentes de trabajo y servicios públicos de calidad, a precios razonables.

https://acento.com.do/opinion/privatizacion-capitalizacion-de-las-empresas-publicas-y-alianzas-publico-privadas-8906800.html

El Gobierno espera CES fije fecha para firma del Pacto Eléctrico

 

SANTO DOMINGO,R.D-El ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte, informó este jueves que el Gobierno está listo para firmar el Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, pero que aún falta que los demás sectores que componen el Consejo Económico y Social (CES), el cual administra el proceso, fijen la fecha en la que se llevará a cabo la firma.

“El Pacto Eléctrico incluye una reforma al sector, por lo cual su firma es prioridad para el Gobierno, pero nosotros queremos hacerlo con todos, por eso nos gustaría que sea con la representación de la mayoría de los sectores que componen la discusión y son parte del CES”, resaltó

Durante la entrega de una ofrenda floral en el Altar de la Patria, con motivo del 208 aniversario del natalicio de Juan Pablo Duarte, Almonte se mostró confiando en que la firma se realizará la más pronto posible.

Aunque el ministro de la Presidencia, Lisandro Macarrulla, afirmó el pasado 6 de enero que está previsto que el pacto se firme a finales del presente mes, aún no se tiene fecha establecida.

“La última palabra la tiene el Consejo Económico y Social (CES), donde convergen distintos sectores, pero todo parece indicar que vamos a llegar a un feliz término respecto al Pacto (eléctrico) antes de que finalice el mes de enero”, dijo Almonte.

La firma del Pacto Eléctrico fue pospuesta en dos ocasiones: el 21 de diciembre de 2017 y el 20 de febrero de 2019 por diferencias entre algunos sectores.

En cuanto al anuncio del Gobierno de que abrirá una licitación al sector privado para para la construcción de dos plantas de generación eléctrica con capacidad de 700 megavatios a base de gas natural en la región Norte, Almonte informó que esperan que se licite en el mes de febrero.

https://www.eldinero.com.do/135272/el-gobierno-espera-ces-fije-fecha-para-firma-del-pacto-electrico/

Déficit flujo de caja distribuidoras 2009-2019.

 

SANTO DOMINGO,R.D.-Todo este déficit en flujo de caja de las distribuidoras, ocurrirá a pesar de la panacea y la varita mágica, que se vendió a la sociedad, como la solución a todos los problemas del sector eléctrico, que represento una inversión total, superior a los tres mil trescientos (3,300) millones de dólares.

Debido a la ineficiencia, pésima gestión, exceso de gastos corrientes y de empleomanía, las distribuidoras eléctricas (Edenorte, Edesur, Edeeste), han y siguen experimentado, marcados déficits de flujo de caja (ingresos menos gastos), que impactan negativamente las finanzas públicas, ya que el Estado, debe compensar esos déficits de flujo de caja, a través de enormes subsidios que otorga año tras año.

El siguiente cuadro, muestra una relación de los ingresos, gastos y déficits en flujo de caja anuales, de las empresas distribuidoras, para el periodo 2009-2019, cifras que fueron obtenidas del Informe de Desempeño del Sector Eléctrica Enero-Junio 2020, publicado por la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE).

Los ingresos de las empresas distribuidoras, no incluyen ningún aporte del Estado.

Los egresos o gastos de las distribuidoras, incluyen las partidas de gastos operativos, gastos financieros e inversiones.

Entre el 2009-2019, el total de ingresos recibidos por las distribuidoras fue de un poco más de dieciséis mil (16,000) millones de dólares, mientras que los egresos o gastos, ascendieron a cerca de veintiséis mil (26,000) millones de dólares,lo que arroja un flujo de caja negativo, para el referido periodo, de alrededor de nueve mil seiscientos (9.600) millones de dólares, que ha tenido que ser cubierto con subsidios estatales.

El promedio anual del déficit en flujo de caja de las distribuidoras eléctricas, en el periodo 2009-2019, se situó alrededor de unos ochocientos setenta (870) millones de dólares, siendo el 2019, el año que registra el mayor déficit en flujo de caja, situándose el mismo alrededor de unos mil ciento setenta y ocho (1,178) millones de dólares,cuando el precio promedio del barril del Fuel Oil 6 o Bunker C, que se utiliza para generar electricidad, se situó en alrededor de unos cincuenta y cuatro (54) dólares, siendo el margen de intermediación promedio anual de las distribuidoras, o Valor Agregado de Distribución (VAD) en el 2019, alrededor de unos 2.57 centavos de dólar por kilovatio-hora y la energía total comprada a los generadores por parte de las distribuidoras en ese año, unos quince mil (15,000) millones de kilovatios hora.

El menor déficit en flujo de caja, se registró en el 2009, alcanzando la cifra de unos quinientos siete (507) millones de dólares,cuando el precio promedio del barril del Fuel Oil 6 o Bunker C, se situó en alrededor de unos cincuenta y seis (56) dólares, siendo el VAD promedio anual, unos 5.52 centavos de dólar por kilovatio-hora y la energía total comprada a los generadores por parte de las distribuidoras en el 2009, unos diez mil (10,000) millones de kilovatios hora.

En el periodo 2009-2019, el déficit promedio anual en flujo de caja de las distribuidoras, como porcentaje de los ingresos anuales, fue de 58.71%

El promedio anual del déficit en flujo de caja de las distribuidoras, para el periodo 2009-2012, se situó en unos ochocientos diez (810) millones de dólares, mientras que dicho déficit en flujo de caja, en el periodo 2013-2019, se sitúo en unos novecientos cuatro (904) millones de dólares, para un incremento con relación al 2009-2012, de alrededor de un 11.55%, equivalente a alrededor de unos noventa y cuatro (94) millones de dólares anuales.

En el periodo 2009-2012, el déficit promedio anual en flujo de caja de las distribuidoras, como porcentaje de los ingresos anuales, fue de 60.53%, alrededor de un 5% mayor que el déficit promedio anual en flujo de caja de las distribuidoras, como porcentaje de los ingresos anuales, para el periodo 2013-2019, el cual se situó en 57.67%.

Del 2009 al 2014, el déficit en flujo de caja de las distribuidoras fue creciente en cada año, pasando de unos quinientos siete (507) millones de dólares, en el 2009, a unos mil ciento cincuenta y uno (1,151) millones de dólares en el 2014.

Entre el 2009 y el 2019, el déficit anual en flujo de caja de las distribuidoras, como porcentaje de los ingresos anuales, oscilo entre un 34% y un 76%, con un promedio anual para el periodo de 59%, siendo el 2014, el año donde se produjo el mayor déficit anual de flujo de caja, como porcentaje de los ingresos anuales, mientras que en el 2016, ocurrió el menor porcentaje.

Entre el 2011 y el 2014, en cada uno de esos cuatro (4) años, el déficit anual en flujo de caja de las distribuidoras eléctricas, supero los mil (1,000) millones de dólares, siendo el único periodo de tiempo, en donde en años consecutivos, el déficit anual en flujo de caja de las empresas distribuidoras, supero los mil (1,000) millones de dólares en cada año.

Entre el 2011 y el 2014, el precio promedio del barril del Fuel Oil 6 o Bunker C, se situó en alrededor de unos noventa y tres (93) dólares, mientras el Valor Agregado de Distribución (VAD), oscilo entre 2.14 y 3.03 centavos de dólar por kilovatio hora, para un valor promedio en esos cuatro (4) años, de 2.64 centavos de dólar por kilovatio hora.

Entre el 2011 y el 2014, el déficit en flujo de caja promedio anual de las distribuidoras, fue de unos mil sesenta y ocho (1,068) millones de dólares, acumulando un total, en ese periodo de cuatro (4) años, de unos cuatro mil doscientos setenta y dos (4,272) millones de dólares, equivalente al 45% del déficit en flujo de caja total acumulado, de las distribuidoras eléctricas, para el periodo 2009-2019, el cual ascendió a cerca de nueve mil seiscientos (9,600) millones de dólares.

Del 2015 al 2017, el déficit en flujo de caja de las distribuidoras tuvo una tendencia decreciente, con relación a la tenencia creciente del 2009-2014, pasando de unos 1,150.91 millones de dólares en el 2014 a unos 747.36 millones de dólares en el 2017, siendo el 2016, el año donde el déficit en flujo de caja alcanzo el segundo valor más bajo para el periodo 2009-2019, situándose dicho déficit en unos 520.56 millones de dólares. A partir del 2018, el déficit en flujo de caja de las distribuidoras vuelve a tomar el comportamiento incrementos anuales.

Para el 2020, las nuevas autoridades proyectaron un déficit en flujo de caja de las distribuidoras eléctricas alrededor de los novecientos (900) millones de dólares, el cual sería similar, al déficit en flujo de caja promedio anual del periodo 2009-2019, a pesar de que el precio promedio del barril del Fuel Oil 6 o Bunker C, que se utiliza para generar electricidad, se proyecta para el 2020, alrededor de unos cuarenta (40) dólares, el cual es alrededor de un 26% más bajo, que el precio promedio del barril del Fuel Oil 6 o Bunker C, en el periodo 2009-2019, el cual se situó en alrededor de unos cincuenta y cuatro (54) dólares.A la fecha, no se ha publicado el Informe de Desempeño del Sector Eléctrico de Diciembre 2020, por lo cual no hemos podido estimar cual fue el déficit en flujo de caja de las distribuidoras en el 2020.

A Septiembre 2020, según el Informe de Desempeño del Sector Eléctrico publicado por la CDEEE, el déficit acumulado, en el flujo de caja de las distribuidoras, era de alrededor de seiscientos cuarenta y dos (642) millones de dólares, mientras que el precio promedio del barril de Fuel Oil 6 o Bunker C, hasta Septiembre 2020, era de unos treinta y cinco (35) dólares.

En base a los resultados obtenidos hasta Septiembre 2020, el déficit en flujo de caja de las distribuidoras, proyectado para el 2020, se sitúa alrededor de los ochocientos sesenta (860) millones de dólares, similar al déficit en flujo de caja promedio anual del periodo 2009-2019 (870 millones de dólares), pero con la diferencia de que en el 2020, el precio promedio del barril de petróleo es alrededor de un 35% más bajo (US$35/barril), que el precio promedio del barril del petróleo en el periodo 2009-2019 (US$54/barril), por lo que la ineficiencia y pésima gestión en las distribuidoras es mayor en el 2020, que en el periodo 2009-2019.

Hasta Septiembre 2020, el índice Déficit Flujo de Caja/Ingresos de las distribuidoras era alrededor de un 61%, mayor en alrededor de un 3% con relación al mismo indicador del periodo 2009-2019 (59%). Este otro indicador, confirma y ratifica, que la gestión de las distribuidoras en el 2020, es peor que la gestión promedio en el periodo 2009-2019. 

Para las distribuidoras alcanzar su punto de equilibrio y no tener déficits anuales en flujo de caja, deberán aumentar sus ingresos anuales promedios, en alrededor de un 60%, equivalente a por lo menos, unos novecientos (900) millones de dólares, o reducir sus gastos promedios anuales, en alrededor de un 60%, equivalente a por lo menos unos novecientos (900) millones de dólares, o una combinación de ambos.

Con excepción de los meses de Agosto y Septiembre, durante todo el 2020, el precio a que las distribuidoras compran la energía en el mercado spot, se ha situado por debajo del precio a que las distribuidoras compran la energía a los generadores bajo contrato.

Mientras que el precio promedio a que las distribuidoras compran solo energía a los generadores bajo contrato, se sitúa en el orden de los nueve (9) centavos de dólar por kilovatio hora, según el Informe de Transacciones Económicas de Noviembre 2020, publicado por el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC), el precio promedio de compra de solo energía en el mercado spot, se sitúa alrededor de los siete (7) centavos de dólar por kilovatio hora, unos dos (2) centavos de dólar por kilovatio hora más barato, equivalentes a un 22%, con respecto al precio promedio de compra de la misma energía de las distribuidoras a los generadores, bajo los contratos firmados.

La disminución del 22% en el precio promedio de la energía en el mercado spot, con relación al precio promedio de compra de la energía bajo contratos con los generadores, se debe única y exclusivamente, a la caída drástica que ha experimentado el precio del barril del petróleo, como consecuencia de la disminución de la demanda global, a causa de la pandemia del Covid 19.

Hasta Noviembre 2020, de acuerdo con las cifras contenidas en el Informe de Transacciones Económicas, publicado por el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC), las distribuidoras han pagado alrededor de unos doscientos (200) millones de dólares adicionales, a los generadores que tienen contratos firmados con esas empresas, en comparación, a si esa misma cantidad de energía la hubieran comprado en el mercado spot.

Entre los generadores beneficiados con contratos de venta de energía con las distribuidoras que violan la Ley General de Electricidad, se encuentra la Central Termoeléctrica Punta Catalina. Dicho contrato ocasiona, que dicha Central venda a las distribuidoras, la energía producida en el 2020 hasta Noviembre, a un precio promedio alrededor de un 19% más caro, en comparación a si esa misma cantidad de energía producida por la Central Termoeléctrica Punta Catalina, las distribuidoras la compraran en el mercado spot.

La Central Termoeléctrica Punta Catalina, lejos de cumplir con las profecías, promesas e ilusiones creadas por los apologistas, mercadólogos y publicitas, de que su entrada en operación reduciría el déficit de flujo de caja de las distribuidoras, en el 2020, su operación lo que ha producido y ocasionado, es un incremento acentuado del déficit de flujo de caja de las distribuidoras, debido al alto precio a que vende a esas empresas, la energía producida.

A partir del mes de Mayo del 2020, las distribuidoras han estado violando la Ley General de Electricidad 125-01, pues tienen bajo contrato de compra de energía con los generadores, más del 80% de su demanda.

Debido a la violación de la Ley General de Electricidad 125-01, por parte de las distribuidoras y el hecho, de que el precio promedio de la energía en el mercado spot es más barato que el precio promedio de la energía comprada por las distribuidoras bajo contratos con los generadores, el déficit en flujo de caja de las distribuidoras, en vez de disminuir, como consecuencia de la disminución del precio del barril de petróleo, aumenta, debido al alto porcentaje de energía que las distribuidoras compran bajo contratos con los generadores, en relación con la energía que compran en el mercado spot.

En Noviembre 2020, alrededor del 85% de la energía comprada por las distribuidoras, fue bajo contrato con los generadores, cuando por ley, no debió exceder el 80%.

La disminución en el precio del barril del petróleo. produce una reducción en el precio de la energía en el mercado spot La mayoría de los contratos de compra de energía firmado por las distribuidoras con los generadores, se han realizado en franca violación a la Ley General de Electricidad 125-01.

PRM Programa de Gobierno, Promesa de Campaña y Realidad. El Juego Hablo. La Suerte Esta Hechada

En el programa de gobierno del Partido Revolucionario Moderno (PRM), se estableció el compromiso de invertir anualmente en programas de reducción de perdidas de las distribuidoras, unos diez mil millones de pesos, equivalentes a unos ciento sesenta y dos (162) millones de dólares anuales, lo cual representa la cifra promedio anual invertida en programas de reducción de perdidas en el periodo 2009-2019.

Con una inversión promedio anual de unos ciento sesenta y dos (162) millones de dólares, en programas de reducción de perdidas de las distribuidoras, en el periodo 200-2019, las pérdidas totales pasaron del 42% a 30%, para una reducción anual promedio de alrededor de un punto porcentual.

Para llegar a la cifra anhelada de perdidas totales en el orden de 15%, con un ritmo de inversión anual en el orden de los ciento sesenta y dos (162) millones de dólares anunciados por el PRM en su programa de gobierno, tomaría alrededor de unos quince (15) años, alcanzar esa meta.

Recientemente, el Vicepresidente Ejecutivo del Consejo Unificado de las Distribuidoras, afirmo que “buscan financiamiento para el desarrollo de ese plan, que tendrá un costo de alrededor de US$1,700 millones, en un plazo de 13 años,”, “por lo que los planes de reducción de pérdidas y mejora de comercialización son vistos a un plazo de unos ocho años, pero requieren una inversión de alrededor de US$800 millones de dólares.” (  

No es lo mismo invertir ochocientos (800) millones d dólares en programa de reducción de perdidas en las distribuidoras en ocho (8) años, que invertir esa misma suma de dinero en dos (2) o tres (3) años. Los resultados son total y diametralmente diferentes.

Según las declaraciones del Vicepresidente Ejecutivo del Consejo Unificado de las Distribuidoras, la inversión anual planificada por el gobierno del PRM, oscilara entre unos cien (100) millones de dólares y unos ciento treinta y un (131) millones de dólares, lo que representa una disminución entre un 19% y un 38%, de la promesa de campana contenida en el programa de gobierno del PRM, la cual es de inversión en reducción de pérdidas de unos ciento sesenta y dos (162) millones de dólares, anualmente. Esa disminución en la inversión en programas de reducción de perdidas de las distribuidoras, extenderá el periodo para alcanzar la anhelada meta de lograr un 15% de perdidas totales.

Con el nuevo programa de inversiones anuales anunciado por el Vicepresidente Ejecutivo del Consejo Unificado de las Distribuidoras, alcanzar la meta de perdidas totales en el orden del 15%, tomara entre diecinueve (19) años y veinticuatro (24) años, adicionales a los veintiún (21) años transcurridos desde el inicio del proceso de Capitalización del sector eléctrico, en donde en el periodo 2004-2019, se han gastado más de cuarenta mil (40,000) millones de dólares en el sector eléctrico, de los cuales, alrededor de trece mil (13,000) millones de dólares son en subsidio para cubrir la ineficiente, pésima gestión, exceso de gastos corrientes y empleomanía de las distribuidoras eléctricas y la CDEEE y alrededor de unos siete mil (7,000) millones de dólares en infraestructura eléctrica, incluyendo la Central Termoeléctrica Punta Catalina, proyectos hidroeléctricos, líneas y subestaciones de transmisión y programas de reducción de perdidas en el sistema de distribución.  .

Con el nivel de inversión anual en programas de reducción de perdidas de las distribuidoras, contenido en el programa de gobierno del PRM y el que se ejecutaría, según el anuncio del Vicepresidente Ejecutivo del Consejo Unificado de las Distribuidoras, queda claro y sin lugar a la menor duda, que en el periodo 2020-2024, los dominicanos seguiremos sufriendo los enormes déficits en flujo de caja de las distribuidoras y en consecuencia, apagones, enormes subsidios por parte del Estado al sector eléctrico, pues la ocurrencia de los apagones, no es debido a la falta de generación eléctrica, sino a las ineficiencias, pésima gestión, enormes gastos corrientes y exceso de empleomanía de la CDEEE y de las distribuidoras eléctricas, las cuales son las responsables de ocasionar, los enormes déficits de fujo de caja de esas empresas y el alto subsidio estatal al sector eléctrico.

Todo este déficit en flujo de caja de las distribuidoras, ocurrirá a pesar de la panacea y la varita mágica, que se vendió a la sociedad, como la solución a todos los problemas del sector eléctrico, que represento una inversión total, superior a los tres mil trescientos (3,300) millones de dólares y que responde al nombre de Central Termoeléctrica Punta Catalina.

Como dijo el Republicano Secretario del Estado de Georgia, al anunciar los resultados del reconteo manual de los votos que ratificaban el triunfo del Demócrata Joe Biden, los números y las matemáticas no mienten.

En el argot del lenguaje del beisbol, existe la frase “El Juego Hablo”, la cual define una acción o jugada en el partido, que define y predice el resultado final del mismo.

En el sector eléctrico, con las declaraciones del Vicepresidente Ejecutivo del Consejo Unificado de las Distribuidoras, podemos afirmar y decir, que la solución a la problemática del sector eléctrico en el tiempo, quedo claramente definida, pudiendo concluir, que definitivamente. EL JUEGO HABLO, pues la tan esperada y anhelada solución, va para largo.

Todo luce indicar, que en el sector eléctrico, seguiremos montados en el caballo de la historia infinita de nunca acabar, donde dicho sector, seguirá siendo por mucho tiempo, el hoyo financiero que drena profusamente, recursos económicos importantes del presupuesto nacional, para volcar dichos recursos, en el barril sin fondo que se llama subsidio. La realidad no es opcional. Parecería ser, que en el sector eléctrico, LA SUERTE ESTÁ ECHADA.

https://acento.com.do/opinion/deficit-flujo-de-caja-distribuidoras-2009-2019-el-juego-hablo-la-suerte-esta-echada-8905677.html

Las EDE sustituirán infraestructura energética obsoleta con inversión de US$1,700 millones

 

SANTO DOMINGO,R.D.-El vicepresidente ejecutivo del Consejo Unificado de Edeeste, Edesur y Edenorte, Andrés Astacio, informó que desde que asumió la posición trabaja en el diseño de planes de expansión a largo plazo, “porque las redes eléctricas del país son unas infraestructuras muy obsoletas”, y es necesario un plan ambicioso para ampliar la capacidad de distribución de electricidad.

Dijo que buscan financiamiento para el desarrollo de ese plan, que tendrá un costo de alrededor de US$1,700 millones, en un plazo de 13 años, y ya tienen una ventana de financiamiento con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) por US$155 millones para redes eléctricas, y otro préstamo multilateral por US$300 millones con otras instituciones y organismos, para iniciar el proceso de cambio de los transformadores de potencia en las sub-estaciones.

Astacio manifestó que el país tiene muchas debilidades en las redes de distribución y comercialización pero trabajan para “redimensionar y pensar la forma en que intervenimos en las redes, porque por ocho años cogimos cientos de millones de dólares para planes de reducción de pérdidas, que simplemente resultaron en sustitución de redes y al final tenemos las mismas perdidas y debemos ese dinero”.

Indicó que las empresas de distribución están repesando “nuestro proceso de tecnología para eficientizar el retorno y la rentabilidad de estas inversiones”, por lo que los planes de reducción de pérdidas y mejora de comercialización son vistos a un plazo de unos ocho años, pero requieren una inversión de alrededor de US$800 millones de dólares.

Consideró que son sustanciales las inversiones requeridas para el sector eléctrico pero se trabaja para buscar las formas de financiarlas, “sea con préstamos que suscriba el estado o a través de darle espacio al sector privado para que también contribuya en la solución de los problemas”.

El vicepresidente ejecutivo del Consejo Unificado de las EDES, denunció que encontró grandes deudas acumuladas con los generadores, de alrededor de US$300.0 millones, de las cuales han “saldado hasta el 60%, llevando el rango de morosidad a lo comercialmente aceptable”.

EXCESOS CON MEDIDORES

Además, al participar en el programa Despierta con CDN, el funcionario denunció que pasadas administraciones de las EDES gastaron en los últimos años, millones en la compra de mediadores, pero tenemos 700 mil clientes que no tienen un medidor, mientras hay otros 400 mil que “sabemos que no tienen medición del servicio”.

Astacio dijo que le llamó poderosamente la atención que se compraron millones de medidores, en una República Dominicana que solo tiene “un universo de 2.7 o 2.8 millones de usuarios, entre las tres distribuidoras”.

Indicó que en una de las distribuidoras (que no la identificó), con cerca de 700 mil clientes, compró un millón 200 mil medidores en los últimos cinco o seis anos, “es decir 500 mil unidades por encima del universo de clientes que tienen. Eso pasa igual en todas las distribuidoras de energía, sin embargo, cuando llegamos el 17 de agosto no encontramos ese excedente de compra en los almacenes”.

https://www.eldinero.com.do/127998/las-ede-sustituiran-infraestructura-energetica-obsoleta-con-inversion-de-us1700-millones/

¿Por qué más dinero para el sector eléctrico?

 SANTO DOMINGO,R.D.-El sector eléctrico, básicamente porque está plagado de ineficiencia en la parte de comercialización, es decir, una incapacidad hiperdemostrada de parte de quienes han estado al frente de las distribuidoras de electricidad, ha vuelto a ser noticia en los últimos días.

Esta vez la razón no son los apagones, sino el sometimiento al Congreso de un préstamo por US$400 millones que serían utilizados en el Programa para la Sostenibilidad y Eficiencia del Sector Eléctrico II.

Esto quiere decir que ya se ejecutó la primera etapa de este proyecto, el cual cuenta con el aval del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Cabe una pregunta: ¿Cuál fue el efecto de la ejecución del primer préstamo por alrededor de US$200 millones? Tengo entendido que estos recursos están disponibles desde finales de 2018 y que forman parte de una serie de tres operaciones de préstamos programáticos para apoyar las reformas de política y sostenibilidad del sector eléctrico.

El programa, además, fue diseñado buscando implementar las medidas establecidas entre el gobierno, el Fondo Monetario Internacional (FMI) y la banca multilateral en el marco de “Plan de Acción del Sector Eléctrico 2010-2015”. Caben otras preguntas: ¿Y no pasó el tiempo de vigencia? ¿Qué pasó? ¿Es otro programa? ¿Cuándo se anunció? ¿Quién puede explicar la introducción de un nuevo préstamo en momentos en que se supone que habrá mejoría a través de la disminución del subsidio una vez entre Punta Catalina?

Ha de esperarse que con un alivio en esta parte las distribuidoras hagan su papel. No creo que sea buena idea seguir premiando la ineficiencia en las distribuidoras. En más de una ocasión hemos dicho que quienes estén en la administración de estas empresas, sean quienes sean, deberían cobrar según su rendimiento y eficiencia. Ya está bueno de entregar dinero sin pedirles cuenta.

https://www.eldinero.com.do/92295/por-que-mas-dinero-para-el-sector-electrico/

Programa expansión de redes fortalecerá servicio electricidad

 

El administrador general de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur (EDESUR), Milton Morrison dijo que se implementará el “Programa de Expansión de Redes y Reducción de Pérdidas Técnicas Eléctricas en Distribución”, para aumentar la eficiencia operativa del sistema eléctrico en la zona de concesión.

Morrison dijo que con la ejecución de este proyecto se fortalecerán las redes de distribución, incrementarán la seguridad y calidad del suministro, lo cual se traducirá en una mejora significativa del servicio, y en un aumento de clientes.

Tres componentes que serán financiados: Con un monto de inversión de US$63.45 millones, Morrison tiene previsto construir y habilitar nuevas subestaciones de distribución, las cuales incluyen nuevos transformadores, construcción de redes en media y baja tensión, adquisición e instalación de transformadores de distribución, y adquisición de terrenos para la construcción de nuevas subestaciones.

Otra partida de US$86.61 millones será usada para garantizar que la infraestructura existente se mantenga en óptimo funcionamiento por más tiempo.

Para esto se financiará la adecuación de subestaciones que presentan cargas por encima de lo técnicamente recomendable, serán adquiridos e instalados transformadores de potencia y de distribución para esas subestaciones, y se rehabilitarán las redes.

Y finalmente por un monto de US$4.94 millones, EDESUR buscará potencializar el trabajo en género y garantizará la sostenibilidad de las acciones de acceso a recursos a largo plazo; formación técnica en energía e inserción laboral para jóvenes emprendedores, con el fin de apoyar el empoderamiento económico y fortalecer sus capacidades.

Morrison señaló que bajo esta nueva administración del Gobierno del presidente Luís Abinader, este tipo de proyectos se manejará bajo un criterio de eficiencia y transparencia, tal y como lo exige el desarrollo de este tipo de inversión.

“El pueblo dominicano puede estar seguro que hay un compromiso, no solo de EDESUR, sino del Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras de Electricidad y del Ministerio de Energía y Minas, en que este proyecto se ejecute con los más altos estándares de calidad y transparencia”, afirmó el titular de Edesur Dominicana.

Reducción de pérdidas y altos niveles de confiabilidad. En lo que se refiere a este aspecto, Morrison aseguró que para el año 2022 se espera reducir las pérdidas de energía por debajo de 21%. Garantizó que la ejecución del proyecto le dará a los clientes un mejor servicio eléctrico y el sistema tendrá mayor nivel de confiabilidad, pues reducirá el impacto de explosiones o averías de subestaciones por sobrecarga de los transformadores de potencia.

https://hoy.com.do/programa-expansion-de-redes-fortalecera-servicio-electricidad/

Los desastres naturales en 2020 generan pérdidas por 268,000 millones dólares

 

• Durante el 2020 se registraron 416 catástrofes naturales en el mundo en 2020

• Las 416 catástrofes naturales registradas en el mundo en 2020 generaron pérdidas económicas por valor de 268,000 millones de dólares, un 8 % por encima de la media de las pérdidas anuales de este siglo.

  De esta cantidad, 97,000 millones de dólares fueron cubiertos por los programas de seguros contratados tanto por el sector privado como el público, según un informe del bróker asegurador AON.

  Esto supone que la "brecha de protección", que es el porcentaje de pérdidas económicas no aseguradas, fue del 64 % en 2020, lo que resalta la "importancia" de abordar a los desatendidos garantizando un mayor acceso a productos de seguros asequibles en el futuro.

• Durante 2020, más de 8,000 personas perdieron la vida debido a catástrofes naturales. Los ciclones tropicales fueron los eventos más costosos, con daños económicos directos que superaron los 78,000 millones de dólares.

• A continuación, muy cerca, figuran las inundaciones, con un coste de 76.000 millones de dólares, y las tormentas convectivas severas, con daños cercanos a los 63,000 millones de dólares.

  Desde una perspectiva climática, 2020 fue el segundo año más cálido del mundo desde 1880.

• https://www.diariolibre.com/economia/los-desastres-naturales-en-2020-generan-perdidas-por-268000-millones-dolares-FA23980522

Petróleo: perspectivas para el 2021

 

SANTO DOMINGO,R.D.-La realidad es que asumiendo que las grandes economías muestren, aunque sea una recuperación moderada, salvo un cierre completo como lo experimentado en marzo, veremos el petróleo en el mismo rango del 2019 que era de US$ 50.-US$ 65.

Me atrevo a asegurar que la inmensa mayoría de los habitantes de este planeta coincidimos en que el año 2020 no fue para nada normal, más bien fue una caja de sorpresas preñada de incertidumbres y desconciertos. Sufrimos los grandes efectos de una pandemia sin precedentes en la historia, rompiendo con la cadena de suministros, y como consecuencia debilitando el sector transporte, principal catalizador de los precios de hidrocarburos, en particular del petróleo y la gasolina.

En este nuevo año 2021, diríamos que entramos con esperanza y un futuro un tanto más alentador, conociendo ahora un poco más el Covid-19; entendiendo mejor nuestras limitaciones desde la manera en que interactuamos hasta el comportamiento del consumidor. A medida que el mundo comienza a reconectarse, comercialmente hablando, en esa misma medida los hidrocarburos empiezan a experimentar ciertas alzas.

Veamos. Para el pico de la pandemia que indujo a un mayor nivel de preocupación por lo desconocido, entre los meses de marzo y abril pasados el mercado spot se despreció en más de un 85%, algo inimaginable y nunca visto, llevando los niveles de almacenamientos a cifras récords, paralizando el mundo comercialmente. Más aún, a medida que hemos ido reiniciando la actividad económica en esa misma medida el oro negro ha ido en ascenso, hasta alcanzar los precios pre-pandemia,  cerrando este pasado viernes en el NYMEX a US$ 51.98 por barril.

Ahora bien, ¿seguirá esa tendencia al alza?  Una de las tareas más difíciles es tratar de vaticinar o proyectar los precios de los hidrocarburos, en gran parte por el número de variables que intervienen en los mismos y que por ende los afectan.

Lo primero que tenemos que entender es que ese hidrocarburo históricamente se ha comportado de manera cíclica, por lo regular iniciando con tendencia al alza a finales del mes de marzo e inicios de abril. Esto, a medida que las grandes refinerías comienzan el proceso de almacenamiento para el verano, que es considerada la temporada alta del consumo de gasolina. No es ocioso afirmar que salvo que ocurra algún fenómeno de la naturaleza como el huracán Catrina en el 2006, o temperaturas más bajas, la misma materia prima inicia una tendencia a la baja alrededor de los meses de septiembre y octubre.

Aparentemente, ya se ha iniciado el proceso alcista en el 2021, con una OPEP que tratará de limitar su producción, para posteriormente levantar la mano a favor de precios superiores a los US$ 50. por barril, en sintonía con lo presupuestado entre los países miembros. Ahí tenemos el ejemplo de Iraq, que acaba de anunciar una reducción de alrededor del 20-21% del suministro de exportación de petróleo a la India, el tercer principal consumidor e importador del mundo.  Otra variable que no podemos dejar a un lado es la del fenómeno del petrodólar. Sucede que al dólar norteamericano ser la moneda reserva del mundo, su fortalecimiento o debilitamiento influye de manera muy directa en la cotización de los hidrocarburos, por lo que no es coincidencia que el punto más bajo del petróleo, el índice del dólar (DXY Index) así lo establece, haya experimentado su precio más alto a principios de año. Lo opuesto ocurre ahora, a medida que el DXY Index refleje su debilitamiento, de la misma manera el petróleo experimentará un alza en su cotización.

Nos parece que todo apunta a la continuación de debilitamiento en el precio de la moneda de Estados Unidos de América, aunque no sea de manera brusca. Al margen de lo expuesto, los principales actores que determinarán el destino de la factura petrolera serán EE. UU., China y la región europea, los cuales componen más de las 50% parte del consumo global.

Es necesario apuntar que en el caso de China la importación en el último trimestre experimentó un aumento en un 7% comparado con el último trimestre del 2019, aún cuando posee el nivel de importación más bajo en los últimos 27 meses al mes de diciembre, de acuerdo a Platts Analytics y sus proyecciones se dirigen a un aumento de la importación de 3.4-3.5% para el 2021.

En tanto que los dos principales mercados de China: la región euro y los EE.UU., aparentan presentar dos cuadros moderadamente distintos, pues por un lado para finales del 2019 ya preocupaba el pobre desempeño económico de los países miembros de la Unión Europea, muy a pesar de los grandes esfuerzos del Banco Central Europeo; en tanto en el caso norteamericano, la economía iba de manera ascendente. Muy a pesar de que los escenarios actuales son similares, la recuperación en Estados Unidos América se vislumbra un poco más optimista.

La realidad es que asumiendo que las grandes economías muestren, aunque sea una recuperación moderada, salvo un cierre completo como lo experimentado en marzo, veremos el petróleo en el mismo rango del 2019 que era de US$ 50.-US$ 65.

Para la República Dominicana sería una carga muy pesada el tener que recurrir a más divisas para cumplir con la factura petrolera; no obstante, en sentido general esto se traduciría en un proceso de recuperación de la economía global, lo cual para un país como el nuestro que se ha beneficiado de la globalización y comercio internacional, en el contexto macro, sería ganancia.

https://acento.com.do/el-financiero/petroleo-perspectivas-para-el-2021-8905517.html