SANTO DOMINGO,R.D.- Durante toda una semana, un intenso fuego forestal redujo a cenizas los extensos y protegidos bosques del parque nacional Juan Bautista Pérez Rancier, anteriormente Reserva Científica de Valle Nuevo, al sur de Constanza, fuego que desnudó las precariedades logísticas, humanas y administrativas de nuestro Ministerio de Medio Ambiente y puso de manifiesto la minúscula capacidad de respuesta nacional ante cualquier fuego forestal.
El fuego tuvo su origen en una de las tantas descargas eléctricas que caen sobre el territorio nacional, en un momento en que una larga sequía mantiene seca y fácilmente inflamable a la hojarasca propia de la zona, y donde el Pinus occidentalis, o pino de cuaba, por tener muy alto contenido de resina, se incendia con facilidad y se apaga con dificultad, porque la resina es combustible.
Una semana después de iniciado el incendio forestal, las máximas autoridades del Ministerio de Medio Ambiente no se habían acercado por Valle Nuevo, y los antiguos guardaparques, que cobraban apenas migajas por cuidar nuestros bosques, no estaban disponibles porque hace tiempo que casi todos fueron cancelados para economizar los escasos chelitos que les pagaban, chelitos que no alcanzaban para una semana de comida mala.
El fuego corrió por la libre, destruyendo más de 70 mil tareas de pinares, ante la mirada indiferente de autoridades y ambientalistas que en nada se preocupaban por el desastre ambiental que allí ocurría, y de no haber sido por la voz de alarma dada por la prensa que realmente se preocupa por el medio ambiente, todavía las autoridades y los nuevos ambientalistas no estuvieran enterados del extenso fuego.
Luego de la alerta de la prensa, las autoridades pretendieron apagar el fuego forestal con brigadas improvisadas que muy poco aportaban en una zona escarpada, y ante esa realidad, un importante medio de comunicación nos consultó sobre aquel drama infernal, y al pedirnos plantear una solución sugerimos repetir lo que el país había hecho en ocasiones anteriores: buscar prestados dos helicópteros cisterna para apagar el fuego con agua obtenida desde el embalse más próximo, y que en este caso el embalse más próximo es el de la presa de Sabana Yegua, distante unos 30 kilómetros del incendio.
Horas más tarde, el Ministerio de Medio Ambiente convocaba a la prensa para anunciar que buscarían helicópteros para sofocar el incendio, pero que les dieran tiempo por tratarse de una tarea muy difícil, y nadie entendía como se pedía tiempo diez días después de iniciado el incendio, pues si el país contara con helicópteros cisterna no se habrían perdido esas 70 mil tareas de densos pinares, y si el pasado miércoles no hubiese llovido, durante tres horas, todavía el fuego estaría encendido, lo que indica que urgentemente el presidente Danilo Medina debe autorizar la compra inmediata de dos helicópteros cisternas, y asignar recursos para reforestación.
Pero lo que ha extrañado a gente importante de la prensa es no haber visto en Valle Nuevo a los nuevos ambientalistas que se habían presentado ante el país como los verdaderos guardianes de la floresta y las aguas dominicanas, y escuchar de algunos de ellos que “los fuegos forestales son buenos”, lo que demuestra que no les preocupaba que se quemara toda la cordillera Central, pues contra un fuego forestal natural no se puede hacer politiquería, como se ha hecho con otros casos, ni se puede acusar a nadie de haberse vendido al rayo incendiario caído.
El incendio forestal de Valle Nuevo ha desnudado muchas debilidades operativas y administrativas de nuestro país, pero también ha desnudado a muchos que aparentan ser lo que realmente no son.
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lunes, 4 de agosto de 2014
lunes, 14 de julio de 2014
Del 2009-2012 aumentaron gastos operacionales del sector eléctrico dominicano
SANTO DOMINGO,R.D.- El comentarista de El Gobierno de la Mañana Carlos Peña aseguró este lunes que durante la gestión de Celso Marranzini frente a la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) se aumentaron los gastos operacionales del sector eléctrico.
Peña manifestó que al sector eléctrico, CDEEE y las distribuidoras de energía, les costaba mantenerse operando durante la gestión de Radhamés Segura, en 2009, unos 233 millones de dólares al año.
Aseguró que durante la gestión de Marranzini, en 2011, costaba mantener operando el sector eléctrico, alrededor de 265 millones de dólares, “por lo que se aumentó los gastos operacionales”.
“El pueblo tuvo que buscar aproximadamente 32 millones de dólares más para que operaran las tres distribuidoras de la manera tan excelente que ustedes vieron en 2011”, manifestó.
El comunicador de El Gobierno de la Mañana agregó: “¿Y qué fue lo que se le vendió a este pueblo con la campaña que puso a Celso Marranzini en la CDEEE? De que él iba a reducir los gastos, y miren lo que ocurrió”.
http://z101digital.com/app/article.aspx?id=131725#
miércoles, 7 de mayo de 2014
DOCUMENTO SOBRE SECTOR ELECTRICO EN R.D.Y SU DESEMPEÑO
SANTO DOMINGO,R.D.- En el subsector eléctrico, la dependencia energética está altamente determinada por el parque de generación, que explica en gran medida los altos costos de la energía. El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) está constituido por 38 plantas térmicas y 33 plantas de hidrogeneración, todas pertenecientes a 14 empresas. La capacidad instalada es 2,727 MW y 469 MW,
respectivamente. En total, la capacidad del sistema (2008) suma 3,197 MW. De este total, 21% corresponde a EGE-HAINA, el 14% a EGE-ITABO, 6% a Unión Fenosa, 15% a EGE-HIDRO y el 45% corresponden a generadoras de los IPP´s. En términos porcentuales, el 85% de la capacidad de generación de electricidad es térmica mientras que el 15% es de fuente hidro. La totalidad de infraestructura de generación por fuentes térmicas corresponde al sector privado mientras que la generación hidro es de propiedad de la Empresa Generadora de Electricidad – EGEHID, de carácter estatal. Por grupo de
tecnología de generación, la capacidad existente del SENI observa la siguienteestructura porcentual: predominan las tecnologías ciclo combinado (25%) seguidas por las de motores fuel-oil (23%), las de turbinas a vapor (19%), las turbinas a gas (18%) y la generación hidroeléctrica (12%) (OC, 2008).
Los contratos en el sector, parte de la problemática en el diagnóstico del sector. Es importante poner de relieve los altos costos de generación eléctrica de las unidades del parque de generación, en comparación con tecnologías semejantes instaladas en otros países de la región en condiciones similares. Esto, debido principalmente a la sobre-indexación del combustible en las fórmulas para el cálculo del precio de venta de
la energía de los generadores a las distribuidoras, establecidos en los contratos firmados en el Acuerdo de Madrid. Como componente del diagnóstico, además, cabe poner de relieve la existencia de contratos de compra-venta de energía entre las Generadoras y las Distribuidoras a muy largo plazo, lo que imposibilita a las Distribuidoras a contratar energía en mejores condiciones para beneficio de los clientes.
Debido a la baja calidad del suministro, se ha desarrollado una alta capacidad de potencia instalada en la industria para la autogeneración, lo que abona ineficiencia al sector. En República Dominicana, el abastecimiento de energía eléctrica se realiza por dos vertientes: i) el sistema nacional eléctrico interconectado (SENI), en el que se incluye la generación de los agentes Falcondo y Metaldom; y ii) los auto productores, que son sistemas de generación establecidos por empresas e industrias para
autoabastecerser. La capacidad instalada de autogeneración en el país sido estimada entre 1400 y 1650 MW. Esta capacidad está localizada en los sectores Zonas Francas, Resto de Industria Alimenticia, Resto de Industrias, Textiles y Cueros, Papel e Imprenta, Cemento y Cerámica, principalmente (IDEE/EF-CNE, 2003:2000). Este excesivo stock de potencia de auto producción instalada se explica, principalmente, por
la mala calidad del servicio, los rezagos en la infraestructura de transmisión y distribución y la relación entre el costo del Kwh. autogenerado y el precio de venta del Kwh. del servicio público (CNE, 2004). En 2007, la demanda calculada de energía del SENI se estimó en 14,107 GWh. (1,944 MW), la cual fue abastecida en un promedio de 86%. El resto, la demanda no abastecida, que se explica por distintas contingencias
(baja tensión, mantenimiento correctivo, sobrecarga, mantenimiento programado) y por políticas de gestión de la demanda (cortes de suministro) (OC, 2007; CEPAL, 2008).
La infraestructura de los sistemas de transmisión y distribución son débiles y aportan a la ineficiencia y a las pérdidas en el sector eléctrico. Con el proceso de reforma del sector (1999), la actividad de transmisión, en tanto que monopolio natural, quedó a cargo de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETED), de propiedad y administración estatal. La infraestructura del sistema de transmisión está constituida por 6 líneas a 138 KV Km. Actualmente, está en construcción la línea a 345 KV que tendrá una extensión de 140 Km., de los cuales 80 Km. son ya (2008) infraestructura construida. También, como parte integral de la infraestructura de transmisión, el sistema cuenta con 200 subestaciones de transformación. Desde décadas, las sobrecargas y bajos niveles de protección de las redes han constituido las debilidades más relevantes de la infraestructura del sistema de transmisión, originando pérdidas adicionales al sistema en su conjunto, fallas técnicas que acaban traduciéndose en apagones en zonas geográficas y, en el peor de los casos, originando los “black-out” o apagones generales del sistema.
Un elemento revelador de la evolución y calidad del sistema de transmisión es el nivel de pérdidas de la energía inyectada en 2007, que se situó por debajo de 3%, casi la mitad del nivel registrado en el 2000 (5%). Para verlo en perspectiva, la dotación es alrededor de 3,200 habitantes por Km. de línea de transmisión, lo que es bajo en relación a los estándares internacionales (CDEEE/ETED, Plan de Expansión 2006-2012).
Con el proceso de capitalización, el territorio nacional quedó comercialmente dividido en tres regiones de concesión que pasaron a ser gestionadas por sendas empresas en sus respectivos ámbitos geográficos: la Edenorte, Edesur y Edeeste. Actualmente (enero-2009), la totalidad de clientes formalizados (conectados y facturados) de las referidas empresas de distribución alcanzó 1 millón 325 mil usuarios en todos los bloques tarifarios.. Otra fuente, establece en 2.44 millones el número de viviendas conectadas a la red eléctrica (el 93% del total de viviendas existentes), de las cuales i) sólo el 33.2% posee contador eléctrico; ii) 19.4% tiene una tarifa fija1; y iii) el 47.4% no posee contador. Esta condición del mercado explica en mayor medida los altos niveles de pérdidas no técnicas registradas (Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico, 2007; ENIGH 2007).
En el nivel de la distribución, sobresale como problema la calidad del servicio derivado de las frecuentes interrupciones del mismo, la duración de las mismas así como la baja tensión en el suministro en zonas determinadas. El sistema acumuló décadas de rezagos de mantenimiento, lo que ha sido origen de frecuentes sobrecargas en líneas y transformadores, altas pérdidas técnicas y cortes, con la consecuente baja en la confiabilidad del servicio. Además, cabe resaltar el subsidio como problema relevante del ámbito de la distribución, gran parte del cual es financiado con recursos públicos. En buena medida, la razón del monto del subsidio hay que relacionarla con el alto nivel de pérdidas no técnicas provocadas, principalmente, por el hurto de la energía; al aumento de los costos de producción de la electricidad debido a diversos factores y no traspasados a la tarifa de los usuarios; y a la no disposición de infraestructura apropiada y suficiente (redes, equipo de medición) para facturar y cobrar con efectividad la energía y aplicar con mayor eficiencia una focalización del mismo (UAAES/SEEPyD (2007).
Más allá de los progresos registrados en capacidad instalada de generación a raíz del proceso de capitalización, el déficit de suministro no mejoró en forma perceptible en los últimos tres lustros; antes bien, tendió a agudizarse debido al incremento de la demanda y por cortes a usuarios de bajo índice de cobranza. Las expresiones más crudas de la crisis del sector eléctrico, en lo que a suministro se refiere,se experimentaron a finales de los 80s y principios de los 90s, cuando el déficit de suministro, medido por la relación de la demanda no abastecida respecto de la demanda calculada total, superó el 40%. La entrada en operación de los contratos - PPA (Power Parchase Agreement) con los productores independientes (PPI) significó un alivio significativo al problema por el lado de la oferta, y resultó en una reducción drástica de
dicho déficit, hasta 13.5% (1993). Desde entonces hasta acá, el déficit de suministro promedia 16.5%, resaltando como excepción los niveles pico registrados en 1998 (22%) y 2004 (31%). En 2008, el déficit de suministro en el sistema interconectado promedió 9.7% (OC, Informe de Operación de Mediano Plazo, 2008). Cabe indicar que en condiciones de óptimo funcionamiento de un sistema eléctrico el déficit de suministro debe ser igual a cero en tiempo real. La confiabilidad del suministro sigue siendo, por tanto, un componente importante de la problemática del sector eléctrico, que se expresa en energía no suministrada y en apagones.
www.camaradediputados.gov.do/masterlex/MLX/docs/2F/1B0/1B1/1C5/1DE/1E3.pdf
respectivamente. En total, la capacidad del sistema (2008) suma 3,197 MW. De este total, 21% corresponde a EGE-HAINA, el 14% a EGE-ITABO, 6% a Unión Fenosa, 15% a EGE-HIDRO y el 45% corresponden a generadoras de los IPP´s. En términos porcentuales, el 85% de la capacidad de generación de electricidad es térmica mientras que el 15% es de fuente hidro. La totalidad de infraestructura de generación por fuentes térmicas corresponde al sector privado mientras que la generación hidro es de propiedad de la Empresa Generadora de Electricidad – EGEHID, de carácter estatal. Por grupo de
tecnología de generación, la capacidad existente del SENI observa la siguienteestructura porcentual: predominan las tecnologías ciclo combinado (25%) seguidas por las de motores fuel-oil (23%), las de turbinas a vapor (19%), las turbinas a gas (18%) y la generación hidroeléctrica (12%) (OC, 2008).
Los contratos en el sector, parte de la problemática en el diagnóstico del sector. Es importante poner de relieve los altos costos de generación eléctrica de las unidades del parque de generación, en comparación con tecnologías semejantes instaladas en otros países de la región en condiciones similares. Esto, debido principalmente a la sobre-indexación del combustible en las fórmulas para el cálculo del precio de venta de
la energía de los generadores a las distribuidoras, establecidos en los contratos firmados en el Acuerdo de Madrid. Como componente del diagnóstico, además, cabe poner de relieve la existencia de contratos de compra-venta de energía entre las Generadoras y las Distribuidoras a muy largo plazo, lo que imposibilita a las Distribuidoras a contratar energía en mejores condiciones para beneficio de los clientes.
autoabastecerser. La capacidad instalada de autogeneración en el país sido estimada entre 1400 y 1650 MW. Esta capacidad está localizada en los sectores Zonas Francas, Resto de Industria Alimenticia, Resto de Industrias, Textiles y Cueros, Papel e Imprenta, Cemento y Cerámica, principalmente (IDEE/EF-CNE, 2003:2000). Este excesivo stock de potencia de auto producción instalada se explica, principalmente, por
la mala calidad del servicio, los rezagos en la infraestructura de transmisión y distribución y la relación entre el costo del Kwh. autogenerado y el precio de venta del Kwh. del servicio público (CNE, 2004). En 2007, la demanda calculada de energía del SENI se estimó en 14,107 GWh. (1,944 MW), la cual fue abastecida en un promedio de 86%. El resto, la demanda no abastecida, que se explica por distintas contingencias
(baja tensión, mantenimiento correctivo, sobrecarga, mantenimiento programado) y por políticas de gestión de la demanda (cortes de suministro) (OC, 2007; CEPAL, 2008).
La infraestructura de los sistemas de transmisión y distribución son débiles y aportan a la ineficiencia y a las pérdidas en el sector eléctrico. Con el proceso de reforma del sector (1999), la actividad de transmisión, en tanto que monopolio natural, quedó a cargo de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETED), de propiedad y administración estatal. La infraestructura del sistema de transmisión está constituida por 6 líneas a 138 KV Km. Actualmente, está en construcción la línea a 345 KV que tendrá una extensión de 140 Km., de los cuales 80 Km. son ya (2008) infraestructura construida. También, como parte integral de la infraestructura de transmisión, el sistema cuenta con 200 subestaciones de transformación. Desde décadas, las sobrecargas y bajos niveles de protección de las redes han constituido las debilidades más relevantes de la infraestructura del sistema de transmisión, originando pérdidas adicionales al sistema en su conjunto, fallas técnicas que acaban traduciéndose en apagones en zonas geográficas y, en el peor de los casos, originando los “black-out” o apagones generales del sistema.
Un elemento revelador de la evolución y calidad del sistema de transmisión es el nivel de pérdidas de la energía inyectada en 2007, que se situó por debajo de 3%, casi la mitad del nivel registrado en el 2000 (5%). Para verlo en perspectiva, la dotación es alrededor de 3,200 habitantes por Km. de línea de transmisión, lo que es bajo en relación a los estándares internacionales (CDEEE/ETED, Plan de Expansión 2006-2012).
Con el proceso de capitalización, el territorio nacional quedó comercialmente dividido en tres regiones de concesión que pasaron a ser gestionadas por sendas empresas en sus respectivos ámbitos geográficos: la Edenorte, Edesur y Edeeste. Actualmente (enero-2009), la totalidad de clientes formalizados (conectados y facturados) de las referidas empresas de distribución alcanzó 1 millón 325 mil usuarios en todos los bloques tarifarios.. Otra fuente, establece en 2.44 millones el número de viviendas conectadas a la red eléctrica (el 93% del total de viviendas existentes), de las cuales i) sólo el 33.2% posee contador eléctrico; ii) 19.4% tiene una tarifa fija1; y iii) el 47.4% no posee contador. Esta condición del mercado explica en mayor medida los altos niveles de pérdidas no técnicas registradas (Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico, 2007; ENIGH 2007).
En el nivel de la distribución, sobresale como problema la calidad del servicio derivado de las frecuentes interrupciones del mismo, la duración de las mismas así como la baja tensión en el suministro en zonas determinadas. El sistema acumuló décadas de rezagos de mantenimiento, lo que ha sido origen de frecuentes sobrecargas en líneas y transformadores, altas pérdidas técnicas y cortes, con la consecuente baja en la confiabilidad del servicio. Además, cabe resaltar el subsidio como problema relevante del ámbito de la distribución, gran parte del cual es financiado con recursos públicos. En buena medida, la razón del monto del subsidio hay que relacionarla con el alto nivel de pérdidas no técnicas provocadas, principalmente, por el hurto de la energía; al aumento de los costos de producción de la electricidad debido a diversos factores y no traspasados a la tarifa de los usuarios; y a la no disposición de infraestructura apropiada y suficiente (redes, equipo de medición) para facturar y cobrar con efectividad la energía y aplicar con mayor eficiencia una focalización del mismo (UAAES/SEEPyD (2007).
Más allá de los progresos registrados en capacidad instalada de generación a raíz del proceso de capitalización, el déficit de suministro no mejoró en forma perceptible en los últimos tres lustros; antes bien, tendió a agudizarse debido al incremento de la demanda y por cortes a usuarios de bajo índice de cobranza. Las expresiones más crudas de la crisis del sector eléctrico, en lo que a suministro se refiere,se experimentaron a finales de los 80s y principios de los 90s, cuando el déficit de suministro, medido por la relación de la demanda no abastecida respecto de la demanda calculada total, superó el 40%. La entrada en operación de los contratos - PPA (Power Parchase Agreement) con los productores independientes (PPI) significó un alivio significativo al problema por el lado de la oferta, y resultó en una reducción drástica de
dicho déficit, hasta 13.5% (1993). Desde entonces hasta acá, el déficit de suministro promedia 16.5%, resaltando como excepción los niveles pico registrados en 1998 (22%) y 2004 (31%). En 2008, el déficit de suministro en el sistema interconectado promedió 9.7% (OC, Informe de Operación de Mediano Plazo, 2008). Cabe indicar que en condiciones de óptimo funcionamiento de un sistema eléctrico el déficit de suministro debe ser igual a cero en tiempo real. La confiabilidad del suministro sigue siendo, por tanto, un componente importante de la problemática del sector eléctrico, que se expresa en energía no suministrada y en apagones.
www.camaradediputados.gov.do/masterlex/MLX/docs/2F/1B0/1B1/1C5/1DE/1E3.pdf
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