Punta Catalina desplazará plantas obsoletas y menos rentables

Santo Domingo,R.D.- La entrada en funcionamiento de la central Punta Catalina, prevista para finales de 2018, tendrá un efecto beneficioso para el sistema eléctrico del país, ya que se proyecta que desplazará a las unidades más obsoletas y menos rentables, según se desprende de un estudio elaborado por el Centro de Control de Energía (CCE) de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), al que ha tenido acceso este diario.

El informe, titulado Impacto de la Conexión de la Central Punta Catalina en la operación en tiempo real del SENI, explica los beneficios  que este proyecto proporcionará en la red actual de generación eléctrica del país.

Aunque ya se ha destacado en repetidas ocasiones los beneficios que generarán los 720 megavatios de la central termoeléctrica para el país, en esta ocasión el informe se detiene a pormenorizar al detalle qué generadores de energía se verán desplazados una vez Punta Catalina se ponga en marcha.

El estudio de la ETED dibuja tres escenarios posibles para las actuales unidades en funcionamiento: con demanda mínima, media y máxima. En el primero, se explica que bajo una situación de baja demanda eléctrica, la incorporación de Punta Catalina desplazaría un total de 565.08 mega voltamperios reactivos (MAVr), siendo los generadores más afectados CESPM 1, CESPM 2 y CESPM 3, con 48.00 MAVr cada uno de ellos; Estrella del Mar, 63.69 MAVr; y Palamara, con 63.65 MAVr fuera del sistema.

En el segundo escenario, con una demanda media de energía, Punta Catalina desplazaría 446.73 MAVr en su conjunto, siendo las 3 plantas CESPM igualmente afectadas, con 48.00 MAVr cada una de ellas fuera del sistema. Además se prevé que las centrales del área norte, Pimentel 1, 2  y 3 y La Vega sean desplazadas en el despacho con la entrada de Punta Catalina sin expansión de red.

Por último, el tercer escenario dibuja un sector con demanda máxima y 415.4 MAVr  desplazados en su conjunto. Las centrales CESPM 1,2 y 3, Palamara y La Vega serían en esta ocasión las más afectadas a causa de su baja rentabilidad y eficiencia.

Las conclusiones de este informe coinciden con el elaborado en abril pasado por la agencia de calificación Fitch Ratings, y donde ya se hacía referencia a que República Dominicana podrá desplazar generadoras de energía menos eficientes con la entrada al servicio energético de las plantas de Punta Catalina.

Fitch Ratings afirmó entonces que las plantas de carbón de Punta Catalina serán muy importantes para el país, ya que desplazarán  generadores de energía menos eficientes, llevarán  a la estabilidad de precios de compra y darán respuesta al aumento de la demanda.

El director asociado  de la entidad y encargado del sector de energía, Julio César Ugueto, expresó en su momento que las generadoras que operan con diesel y otras que sólo son usadas de respaldo por su elevado coste serán desplazadas. “El ingreso de esta planta manejada por la CDEEE va a desplazar evidentemente unidades menos eficientes”, afirmó Ugueto.

http://www.listindiario.com/economia/2017/02/17/454430/punta-catalina-desplazara-plantas-obsoletas-y-menos-rentables

Reglamentos para licitar contratos eléctricos en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- La Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) da lo toques finales a los reglamentos y condiciones que regirán la licitación para la suscripción de los nuevos contratos de compra de energía que sustituirán a los del Acuerdo de Madrid, los cuales vencen el próximo domingo, según fuentes del sector.

Durante las últimas semanas, y según reportes de usuarios de electricidad, la cantidad de horas de apagones se han incrementado.

La renegociación de los contratos de compra y venta de energía eléctrica, llamados Acuerdos de Madrid, matizaron nuevos cambios en el sector eléctrico y fueron firmados en 2001 con el fin de eliminar las distorsiones y el diseño de los contratos que se elaboraron en el proceso de capitalización de 1999.

Situación del SENI
A media tarde de ayer, el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) mostraba un deficit de 182.45 megavatios entre la generación programada y  la generación bruta real, y la disponibilidad real de energía se encontraba por debajo de lo declarado.

En lo que se refiere a demanda no servida al SENI por distribuidora, el Organismo Coordinador (OC) mostraba que Edenorte tenía un 46% de energía no servida, Edesur un 34%, y Edeeste un 20%.

El OC-SENI informó ayer que el pasado lunes ocurrieron dos eventos que afectaron al sistema. Indicó que a las 8:43 se disparó la unidad Los Mina 6, con una inyección de potencia al SENI de 101.6 MW, por causas aún desconocidas. Asimismo, se informó de un evento en la red de transmisión que da como resultado la desenergización de la subestación Puerto Plata 2, San Felipe, Coraaplata, Zona Franca, Imbert.

(+) CLIENTES SE QUEJAN POR LAS REDES SOCIALES
Mientras usuarios del servicio eléctrico expresan su malestar por lo que consideran un incremento abusivo de los llamados “apagones”, fuentes ligadas al sector indican que el suministro de energía se mantiene estable. Las distribuidoras alegan averías y que las interrupciones son las programadas en función de la demanda.

A través de las redes sociales, usuarios del sector 24 de Abril de Los Alcarrizos en Santo Domingo Oeste, de Villa Carmen en Santo Domingo Este, de Simón Bolívar en la zona Norte, del sector Maquiteria en Villa Duarte manifestaron que durante las últimas semanas el servicio eléctrico ha empeorado.

http://www.listindiario.com/economia/2016/07/27/428714/preparan-reglamentos-para-licitar-contratos-electricos

Las debilidades del sector energía en Rep. Dominicana.

SANTO DOMINGO,R.D.- Las expresiones más relevantes de la problemática energética nacional son, en general: i) un stock muy limitado de fuentes energéticas convencionales y alta dependencia de fuentes importadas, principalmente del petróleo, con aporte muy modesto de las fuentes hidro y una considerable incidencia del uso de la biomasa (leña, subproductos cañeros …); particularmente en el sector eléctrico: ii) serias dificultades para asegurar un abastecimiento seguro y eficiente a partir del sistema eléctrico nacional interconectado (SENI); iii) baja eficiencia del parque de generación, predominantemente térmico; iv) proliferación de la auto producción de energía eléctrica en todos los sectores de consumo final; v) baja complejidad técnica del parque de generación, favoreciendo la producción en base a fuel oil; vi) altas pérdidas técnicas y no técnicas en la distribución de electricidad; vii)altos precios de compra-venta de energía por parte de las distribuidoras; viii) excesiva dependencia de los subsidios públicos para el sostenimiento del sector y la prevalencia del subsidio generalizado a la tarifa, así como el subsidio geográfico en los denominados barrios carenciados (PRA); ix) alta propensión en incidencia de la cultura del no-pago de la energía; x) inusualmente alta participación del uso de ventilación y acondicionamiento de ambientes en el consumo eléctrico de los hogares urbanos; en el sector hidrocarburos, xi) inusualmente alta participación del transporte en el consumo energético final, explicado por la baja incidencia del transporte colectivo como medio de transporte público.

 Con respecto a la cultura de consumo, xii) gran propensión al derroche de energía (electricidad y combustibles), que combina una gran debilidad en desarrollo y gestión de una política activa orientada al ahorro y eficiencia energética; y en energía renovable, xiii) a pesar del alto potencial de los recursos (radiación solar, biomasa, vientos, mar), su aprovechamiento en generación de energía es prácticamente 
inexistente o está en ciernes todavía (CNE/FB, 2003; CEPAL, 2000; CEPAL, 2008; Plan Integral para la Recuperación del Sector Eléctrico, 2006). 

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

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

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