jueves, 5 de junio de 2014

PACTO ELECTRICO EN R.D.:UTOPIA O ENGAÑO?


SANTO DOMINGO,R.D.-La Ley de la Estrategia Nacional de Desarrollo (END),en cuanto a lo que se refiere al sector eléctrico, debe ir acompañada del cacareado PACTO ELECTRICO, ya dicha ley lo contempla. Es decir, que es una obligación o mandato que hay que cumplir.
Aumentar la cobranza y la reducción de las pérdidas, para que el sector eléctrico no continúe como uno de los principales lastres para el desarrollo económico del país,no se ha logrado porque las autoridades viven improvisando constantemente y una muestra de eso es la no aplicación del plan de acción integral de corto y mediano plazo 2006-2012 que tenia como meta prioritaria lograr la autosuficiencia financiera del sector eléctrico, que se elaboró para aplicarse en enero del 2007.
Los objetivos de este Plan Integral eran:  lograr la autosuficiencia financiera; reducir los precios de la energía al consumidor final; cumplir con los estándares de calidad y niveles de servicio establecidos en las normas; promover un uso eficiente y racional de la energía, la explotación de los recursos renovables y la preservación del medio ambiente; y mejorar las condiciones para atraer inversiones y fomentar la competitividad en el mercado.
 Dicho Plan  estaba acompañado de acciones como: la mejora de la gestión comercial , la mejora en el servicio , la reducción del subsidio o focalización, la reducción del costo de suministro, las cuales son esenciales para lograr la recuperación y autosuficiencia financiera del sector eléctrico.
Este Plan Integral 2006-2012,era detallados por medio de planes anuales ,que solo le faltaba aplicar la recomendación de HEPEJCODEEE que consiste en :-Evaluar a las empresas eléctricas según lo estipula el art.132 de la Ley eléctrica125-01, a las empresas eléctricas, incluyendo a EGEHIDRO y luego aplicar los artículos 62-66 de dicha Ley.-
-Realizar una licitación unida en el mismo renglón de DISTRIBUIDORES-GENERADORES para ir mejorando la Reforma eléctrica que garantice que no habrá apagones financieros, como un método usado para presionar al ESTADO en su pago.En vez de unificar las 3 EDES en una sola.-
-Unificar los consejos directivos en uno solo, incluyendo el de la SIE, CNE,EGEHIDRO,ETED ,Y ESE SOLO CONSEJO DIRECTIVO será compuesto por un miembro de cada agente del sector eléctrico.-
Ya que es una forma de despolitizar al sistema eléctrico dominicano. Pues dejar atrás el proceso de reforma del sector eléctrico,sería un retroceso o volver al subdesarrollo .
Este PACTO ELECTRICO requiere un esfuerzo institucional para analizar los mecanismos que permiten a las empresas eléctricas (EDES) disfrutar de una mejor vida económica a costa de empeorar la canasta de los consumidores de este país. Para ello, hay que recuperar la memoria que afortunadamente custodia las causas del déficit tarifario, consecuencia de algunas de las reglas legales que rigen el sistema eléctrico  que se violan constantemente. De lo contrario sería una UTOPIA O ENGAÑO?
Un sector  poco regulado y con un déficit tan cuestionable no puede continuar con la opacidad existente en sus costos  y en la distribución de ingresos entre los agentes del sector. Es inexcusable implantar una transparencia que, partiendo de una auditoría del conjunto de un sistema regulatorio, vaya más allá de las cuentas de las empresas, para restaurar la confianza perdida y servir de base a la reforma regulatoria que sigue pendiente... porque lo hecho no es reforma alguna, sino más de lo mismo.

 Por: Ing. HECTOR GONZALEZ VARGAS


   


Energía limpia de residuos orgánicos

SANTO DOMINGO,R.D.- Materia considerada como desecho puede convertirse en fuente de energía limpia y en un recurso para minimizar el impacto de la ganadería sobre el medio ambiente.
¿Cómo? Mediante la instalación de biodigestores, sistemas que permiten aprovechar desechos como los excrementos para la recuperación de metano y la generación de energía eléctrica a través de un sistema de digestión anaeróbica.
La tecnología consiste en la construcción de una fosa subterránea cubierta de una geomembrana. Esta fosa propicia un ambiente libre de oxígeno de forma que se promueve el proceso natural de degradación de los residuos, a través del cual se elimina la contaminación orgánica y las bacterias producen metano.
“Las ventajas de los biodigestores se resumen en tres columnas: solución al problema medioambiental, la generación eléctrica y la producción de fertilizantes orgánicos”, dice Miguel Lajara, presidente de Sanut, distribuidora de productos agroveterinarios que financia, construye y opera biodigestores en varias granjas dominicanas.
Informa que la empresa posee 23 de estos proyectos, ubicados principalmente en zonas rurales, de los cuales el 80 por ciento está totalmente terminado y produciendo energía y fertilizantes.
Según la organización, los biodigestores tienen nueve beneficios específicos principales. A saber:
1 Los residuos no necesitan tratamiento antes de su alimentación al biodigestor.
2 El sistema permite la obtención de energía (biogás) que puede ser empleada en la cocción de alimentos, calefacción de los animales pequeños o reemplazo de combustible en el funcionamiento de motores eléctricos. Esta producción neta de energía puede aumentar sensiblemente la rentabilidad de las explotaciones ganaderas, especialmente las de gran tamaño. Cada 1000 kilogramos de peso vivo de cerdo producen 4.8 kilogramos de sólidos volátiles por día que pueden ser digeridos para producir 2 metros cúbicos de biogás con el calor equivalente a 2 litros de propano, los cuales se pueden quemar en un generador para producir 3.5 kilovatios por día.
Se reduce el problema de olores generado por el almacenamiento de estiércol.
4 Se mantiene el valor fertilizante del estiércol. La mitad o más del nitrógeno orgánico se convierte en amoníaco. Una pequeña cantidad de fósforo y potasio se sedimenta como lodo en la mayoría de los digestores.
Su manejo es sencillo y no requiere mantenimiento sofisticado.
6 Protección del ambiente por reducción de la carga contaminante de los residuos cuando se hacen vertimientos puntuales o a cuerpos de agua. La digestión anaerobia en un digestor puede reducir la demanda bioquímica de oxígeno y los sólidos suspendidos totales en un 60 ó 90 por ciento.
7 El estiércol digerido es más fácil de almacenar y de bombear.
8 El área necesaria para el procesamiento de la excreta es menor si se compara con los sistemas de tratamiento de tipo aeróbico.
9 Para algunos materiales, el costo es relativamente bajo y se puede recuperar la inversión gracias a que se economiza en la compra de otras fuentes de energía y de abonos.
 Inversión
Según Miguel Lajara, presidente de Sanut, el proyecto más grande instalado por la empresa se encuentra en Monte Plata, en una granja de gallinas ponedoras, y genera 360 kilovatios de energía.
“La historia de esta granja es impresionante, pues sus gastos en gasoil y energía eléctrica sobrepasaban los 1.2 millones de pesos mensuales. Sus gastos en GLP para calentar las crías de las gallinas era de 250,000 pesos cada 60 días. Ese proyecto hoy está preparándose para vender energía a dos proyectos vecinos, pues produce dos veces más de lo que necesita”, narra Lajara.
Explica que, como cada proyecto es diferente, los costos de instalación del sistema varían. Han tenido inversiones de 50 millones de pesos hasta biodigestores pequeños de valores “realmente bajos”.  
“El repago de un proyecto es de aproximadamente tres años”, afirma Lajara.
Fertilizantes
Además de biogás, los biodigestores permiten obtener bioabono. El efluente o agua residual del biodigestor se usa como un abono fertilizante.
Tiene una alta calidad debido a que, después del proceso, todos los nutrientes y más del 50 por ciento de materia orgánica se encuentra presente en el efluente. 

http://www.listindiario.com/la-vida/2014/6/4/324600/Energia-limpia-de-residuos-organicos

miércoles, 4 de junio de 2014

La vigencia del carbón

Recientemente, en varias publicaciones internacionales han aparecido artículos respecto de la vigencia y futuro del carbón térmico como fuente de generación de energía eléctrica (Wired, The  Economist, entre otras) concluyendo que el mundo seguirá requiriendo de este combustible de bajo costo, alta disponibilidad y con múltiples fuentes confiables de suministro. Las reservas de carbón superan con creces los 100 años y los recursos superan los 2.500 años (BGR, OCDE-NEA y VGB, 2013).
Se menciona en ellas que actualmente se encuentran propuestas para ser construidas 1.200 centrales termoeléctricas a carbón en 59 países, destacándose Polonia, Alemania, Indonesia, Australia e Israel como los principales países que basan su generación eléctrica en esta tecnología.
El análisis ya no se centra en el  dilema de la elección tecnológica, sino que va a la complementariedad de ellas y a mejoras tecnológicas. Así, se plantea la necesidad de complementar los aportes de las fuentes de generación renovable no convencionales que presentan intermitencia y estacionalidad y avanzar en desarrollos tecnológicos que aumenten la eficiencia de los procesos térmicos y el abatimiento de contaminantes.
Es así como actualmente en el mundo se trabaja en el desarrollo de centrales térmicas supercríticas, el uso de carbones térmicos de bajo rango, nuevas tecnologías de gasificación de carbón, prototipos de IGCC –ciclos combinados integrados con gasificación de carbón− y en diseños de centrales que les permitan reaccionar más rápidamente ante variaciones de la demanda o variaciones de aportes de otras centrales generadoras.
La experiencia internacional nos muestra la necesidad de diversificar la matriz de generación, incorporando todas las tecnologías disponibles, de forma de tener un suministro eléctrico confiable, sustentable y a precios que nos permitan asegurar la competitividad del país.
En ese sentido, Chile ha dado un paso importante con la Norma de Emisiones de Centrales Termoeléctricas, la que estableció un estándar similar al de la Unión Europea en emisiones para dichas centrales. De esta manera, las empresas generadoras han debido invertir para mejorar la capacidad de abatimiento de contaminante de sus centrales existentes, las que próximamente estarán operando; y nos asegura que las nuevas centrales que se construyan  a futuro en el país tendrán un estándar similar al existente en Europa.
Si bien se menciona, como un aspecto a considerar, que la generación termoeléctrica a carbón genera CO2, no es conveniente adoptar acciones anticipadas para reducir emisiones de carbono, dado que no existe un acuerdo global que establezca la responsabilidad de cada país y su contribución a la reducción de emisiones de CO2, compatibilizando crecimiento y desarrollo. En todo caso, Chile debe prepararse generando conocimiento y capacitando sus recursos humanos.

http://www.revistaei.cl/columnas/la-vigencia-del-carbon/

Trabas en el Desarrollo hidroeléctrico

CHILE.- Es considerada como una de las fuentes de generación más abundantes que posee el país y, hasta hace unos diez años, su capacidad instalada en el Sistema Interconectado Central (SIC) era del 60% aproximadamente. Sin embargo, en la actualidad el panorama ha cambiado para las centrales hidroeléctricas ya que dicha cifra alcanza a un poco más del 40%.
De acuerdo con los antecedentes que entrega Generadoras de Chile, el nivel de producción hidroeléctrico que existía en 2000 era de 20.000 GWL, número que se mantuvo en 2013. Esto pese al crecimiento que ha tenido el consumo energético en la última década, por lo cual se establece que dicho requerimiento ha sido cubierto directamente por los aportes que ha efectuado el carbón al SIC.
¿Los motivos? Entre los factores que existen está la sequía que ha afectado al país en los últimos cinco años y la falta de ejecución de proyectos hidroeléctricos de gran envergadura. A ello se suma la supuesta concentración de la propiedad de los derechos de agua y la oposición que existe de parte de la comunidad hacia este tipo de obras.
Un ejemplo que grafica esta situación es la central de embalse Angostura, obra que recientemente se puso en marcha tras el debut que realizó la Central Ralco en 2004. Con respecto al panorama que se visualiza en los próximos años, este no varía mucho ya que según el último plan de obras, publicado en abril por la Comisión Nacional de Energía (CNE), los únicos proyectos hídricos contemplados son Ñuble (137 MW), Las Lajas (267 MW), Alfalfal (264 MW) y San Pedro (144 MW), iniciativas que no han estado exentas de complicaciones y en su conjunto estarán operativas a fines de 2019. De ahí en adelante no se ven nuevas propuestas.
Para Rodrigo Jiménez, gerente general de Systep, estas dificultades no solo afectan a los proyectos directamente involucrados, sino que además entregan una señal tremendamente perjudicial a los futuros inversionistas, en donde se evidencia que hoy no solo basta la obtención de los permisos otorgados por el mismo Estado, sino que además pueden ser revocados o validados en tribunales.
El punto de origen
Un hito en la historia hídrica del país es cuando se dicta la Constitución de 1980, la cual resguarda el derecho de propiedad sobre el derecho de aprovechamiento de los recursos a nivel constitucional, y con ello la vigencia del Código de Aguas de 1981.
Este nuevo escenario normativo se tradujo en que cualquier persona o empresa podía solicitar derechos sin límites e incorporarlos a su patrimonio, sin que ello se tradujera en el pago por su mantención.
Para algunos especialistas, esto implicó la concentración de los derechos de agua en un grupo reducido de compañías, mientras que para otros fue utilizado como un mecanismo de especulación para impedir el desarrollo de nuevos proyectos.
Patricio Rodrigo, director ejecutivo de Chile Ambiente, señala que el país es privilegiado en disponer de fuentes de Aconcagua al sur y lo que se necesita es la liberación de los derechos de agua, la mayoría en manos de Endesa, para que diversos proyectos puedan poner en valor dicho recurso, siempre con el respeto al medio ambiente y a las comunidades locales.
Por su parte, Rodrigo Weisner, ex director general de Aguas y abogado de Puga Ortiz, explica que si bien existen derechos de agua asociados a grandes caudales y caídas, los cuales permiten hacer centrales que superan los 100 MW, el déficit de proyectos hidroeléctricos no ocurre porque estos derechos se encuentran concentrados.
Lo que sí ha existido, explica Weisner, son barreras de entrada generadas por conocidos especuladores que piden pequeños derechos de agua no consuntivos para impedir el desarrollo de proyectos, por lo cual, a su juicio, se requiere que sea atendido por la institucionalidad de la libre competencia.
Los primeros conflictos
Con los derechos de agua en manos de particulares, y con ello el desarrollo hidroeléctrico, comenzó a existir de parte de la comunidad un cuestionamiento hacia el sector privado sobre la propiedad de estos títulos y sus inversiones en materia hidroeléctrica, ya que como sostiene Hugh Rudnick, académico de la Escuela de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica, “apuntaban hacia el lucro y no al beneficio social”.
A lo anterior, agrega el docente, en los años 1990 también se ponen en duda los estudios ambientales y se inicia la judicialización de los proyectos, hecho que estuvo relacionado con que en este periodo se creó la institucionalidad ambiental, la cual comenzó a realizar exigencias mucho más altas a estas iniciativas.
“En esa época empezaron a existir dificultades para el desarrollo de estas infraestructuras producto de la generación de conflictos con las comunidades, en particular en el sector del rio Biobío, ya que grupos de Pehuenches decían que la realización de estas iniciativas iban a afectar a zonas indígenas; postura que fue adherida por grupos ambientalistas que comenzaron actuar para tratar de parar este desarrollo hidroeléctrico”, explica Rudnick.
Sin embargo, esta situación es distinta en Brasil, menciona el académico, y prueba de ello es la construcción de la central Belo Monte que si bien ha generado impactos en los grupos indígenas, el Gobierno ha logrado negociar con ellos. ¿El motivo? En ese país el Estado es el que ha liderado el desarrollo hidroeléctrico y va posicionando una matriz energética, ya que para ellos esta fuente de energía es muy relevante. “En Chile, el Gobierno se abstrae y deja que los privados resuelvan, sin embargo, este sector no ha sido capaz de solucionar los problemas ciudadanos y las relaciones con la comunidad”, enfatiza Rudnick.
Buscando el consenso
Si bien en la actualidad existe un mea culpa de parte de las empresas hidroeléctricas debido a los episodios que generaron impactos a la comunidad, Hugh Rudnick plantea que ellos debieran encontrar mecanismos de relacionamiento con los habitantes traspasando parte de sus beneficios.
Producto de lo anterior, es que se le ha pedido al Estado que busque esquemas de compensación comunitaria, los cuales permitan mitigar los impactos y hacerlos partícipes de las ganancias que producen.
Junto con lo anterior, el ministro Máximo Pacheco se encuentra impulsando la agenda energética, la cual −a su juicio− debe ser validada socialmente, y para ello organizó un encuentro que reunió a empresarios del sector y representantes de la sociedad civil para generar consensos que permitan destrabar las iniciativas energéticas.
¿Cómo tienen que ser estas propuestas de inversión? Patricio Rodrigo plantea que un buen proyecto está acorde con las tecnologías modernas de bajo impacto y correctamente localizado. Además, debe cumplir con los requerimientos de la Evaluación de Impacto Ambiental y realizar un proceso de participación ciudadana eficaz donde los actores sociales puedan hacer sus aportes al proyecto y se sientan involucrados.
Para proyectos en territorios indígenas o comunidades campesinas, el director de Chile Sustentable sostiene que más que compensar económicamente por los eventuales impactos se debe buscar una fórmula de hacerlos partícipe de los beneficios y/o utilidades de la iniciativa.

http://www.revistaei.cl/reportajes/desarrollo-hidroelectrico-trabas-y-estrategias/

martes, 3 de junio de 2014

Propuesta de ANUNR para Pacto Eléctrico dominicano

SANTO DOMINGO,R.D.- El proyecto presentado por la Asociación Nacional de Usuarios no Regulados de Electricidad (ANUNR) como propuesta ante el Pacto Eléctrico ha sido acogido y apoyado por varias asociaciones empresariales de República Dominicana representantes de los diferentes sectores productivos.
En el marco de una reunión celebrada en los salones de la Asociación de Industrias de la República Dominicana (AIRD), Carlos Valiente, presidente de la ANUNR, expresó que al parecer se marcha por buen sendero en este punto si se toma en cuenta que los sectores que han expresado su apoyo al documento técnico constituyen los mayores usuarios de energía y los más interesados en que se solucionen definitivamente las dificultades que confronta el sistema y que restan competitividad a las empresas dominicanas.
En dicha reunión, Circe Almánzar, Vicepresidenta Ejecutiva de la AIRD, recordó que en su toma de posesión el presidente Danilo Medina esbozó lo que a su entender eran las soluciones al mayor problema económico y social que tenemos en República Dominicana, resaltando el hecho de que en su gobierno se propiciaría la firma de un pacto a largo plazo para la solución definitiva del subsidio eléctrico, el cual estamos llamados a suscribir de acuerdo al mandato establecido en la Estrategia Nacional de Desarrollo (END) y que esperan se inicie su discusión en los próximos días.
Por su parte, Carlos Valiente, recordó que la falta de una solución integral el problema de la energía eléctrica en República Dominicana ha tenido graves implicaciones en la vida social y económica de la Republica Dominicana y, sobre todo, en el desarrollo productivo por la cantidad de recursos sustraídos de otras obligaciones estatales y del bolsillo de quienes pagan el servicio, por lo que se hace indispensable y prioritario abocarnos a discutir el pacto eléctrico para encontrar las una solución integral que garantice la reducción significativa del subsidio eléctrico y la eficiencia y competitividad en el servicio.
Entre las asociaciones empresariales que han brindado su apoyo a la propuesta de los Usuarios No Regulados, la cual contó con el auspicio de la Asociación de Industrias de la República Dominicana (AIRD), se encuentran la Asociación Dominicana de Zonas Francas (ADOZONA), ASONAHORES, la Organización Nacional de Empresas Comerciales (ONEC) y la Asociación de Industriales de la Región Norte (AIREN).
Entre los elementos claves de la propuesta de los industriales se destacan la posición de que para que el pacto tenga verdaderos resultados, es necesario establecer un cronograma de actividades, con objetivos calendarizados a corto, mediano y largo plazo para cada área del sector eléctrico (generación, transmisión, distribución y regulación) y que todas las áreas se encuentren vinculadas entre sí en lo que llaman “un plan integral” que aborde los problemas de los diversos subsistemas.
También indican es necesario promover la comercialización en los esquemas de distribución y que todos los datos del sector sean publicados mensualmente para poder monitorear los avances alcanzados o si existen desviaciones de la ruta crítica cuales medidas hay que tomar para recuperar el tiempo perdido”.
En el documento asumido se respalda, temporalmente, el hecho de que la Vicepresidencia Ejecutiva de la CDEEE sea la líder y coordinadora de todas las estrategias, objetivos, actuaciones, manejo de ingresos, gastos e inversiones de las empresas eléctricas de carácter estatal, poniendo en ejecución el decreto número 923-09, firmado por el presidente Leonel Fernández, y que aún no ha sido derogado.
Los empresarios saludan el hecho de la diversificación de la matriz energética, pero advierten que el abaratamiento del costo de generación de energía pueda servir de excusa para no tomar las decisiones políticas indispensables para reducir las pérdidas y castigar el robo eléctrico.
En cuanto a la transmisión proponen “apoyar Plan de Expansión de Transmisión 2013-2020 presentado por Empresa de Transmisión Eléctrica (ETED)”. Consideran que el área en donde se dan los mayores rezagos en en la de distribución y en donde hay mayores problemas de eficiencia.
En el área de distribución, que es la que se encuentra con mayor rezago y problemas de eficiencia en el sistema eléctrico, afirman que se requieren muchas horas de trabajo e inversión y describen un conjunto de medidas a tomar para superar esta situación.
En cuanto a la tarifa técnica afirman que “debe cubrir los costos de compra de energía por lo que debemos establecer un verdadero plan para la aplicación de la misma, sin permeen las decisiones políticas” y sugieren un cronograma de desmonte de subsidio cruzado para que sea focalizado a los sectores que realmente lo necesitan a medida en que va mejorando el sistema y que las instituciones no cortables no se escuden en ello para no pagar la energía.

http://eldia.com.do/asociaciones-empresariales-respaldan-propuesta-de-anunr-para-pacto-electrico/

lunes, 2 de junio de 2014

LA TARIFA ELECTRICA EN REPUBLICA DOMINICANA

SANTO DOMINGO,R.D.- El asesor de la CDEEE en materia de Distribución y Reducción de Pérdidas, Radhamés del Carmen, expresó que la Superintendencia de Electricidad es la responsable de fijar la tarifa eléctrica. "La Superintendencia hace estos análisis regularmente, y ya la decisión final es una decisión del Gobierno Central", expresó el funcionario.
Esta situación está ocurriendo en el sector eléctrico, aún cuando la Ley manda a la Superintendencia de Electricidad a indexar la tarifa eléctrica. Sin embargo, el funcionario de la CDEEE consideró que más de 1.4 millones de clientes vería un aumento de más de un 70% del precio que hoy están pagando, si se aplicara la indexación a la energía. "Este grupo es el 74%, y es por eso que cuando el gobierno tiene que tomar una decisión, y cuando analiza el sector en su conjunto, ve que los precios de generación no son tampoco los más competitivos. Esto es lo que ha llevado al gobierno a tomar la decisión de que antes de equilibrar el sector subiendo la tarifa, hay que tratar de que el precio sea razonable", indicó.
Del Carmen ofreció estos datos durante una conferencia dictada en el Colegio Dominicano de Ingenieros, Arquitectos y Agrimensores (CODIA) con motivo de la celebración del 51 aniversario de esa entidad, en la que destacó que las cobranzas de las distribuidoras de energía aumentaron en RD$4,000 millones en 2013 con respecto al 2012.
"Las cobranzas andan por alrededor de un 95% a 97% de lo que se factura. Ahora no se factura todo lo que la energía que se compra, y esas son las pérdidas", dijo Del Carmen.
Además, el funcionario manifestó que las pérdidas por concepto de energía servida y no facturada fue de un 33% en el 2013, lo que significa que disminuyó un 2.6%, ya que en el 2012 las pérdidas fueron de un 35.6%.
Manifestó que la meta de esa institución es que para este año las pérdidas se disminuyan en alrededor de un 3%.
En torno al retraso en la discusión para llegar a un pacto eléctrico, el funcionario destacó que lo que se lograría en un acuerdo es ya parte de los puntos que el gobierno ha estado trabajando, como son: que la energía sea más barata, que se reduzcan las pérdidas y que las empresas se manejen de manera más eficiente.

http://www.diariolibre.com/economia/2014/01/10/i433001_pese-ley-regula-electricidad-poder-ejecutivo-toma-decisin-tarifa.html

domingo, 1 de junio de 2014

OTRA MENTIRA:Sistema eléctrico recibirá 150 megavatios a través de la Barrick

SANTO DOMINGO,R.D.- Para mediados del próximo año se espera que al sector eléctrico se adicionen unos  150 megavatios que serán vendidos por la minera Barrick Pueblo Viejo,  que explota oro y otros metales en la comunidad de Cotuí, provincia Sánchez Ramírez.
Al ofrecer la información, el vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Rubén  Bichara, consideró que la entrada de más capacidad de generación generará un  impacto positivo para el sector.
Sin embargo, el funcionario no ofreció mayores especificaciones del proceso de esa compra y venta de energía, al indicar que la minera tiene contratos particulares con generadoras, cuyos detalles desconoce.
Recordó que a partir de un determinado consumo el  usuario tiene  derecho a buscar oferta de compra de energía con una generadora, tras aclarar que la  CDEEE no puede impedirlo.
“Puedo asegurar  que  a mediados del 2013, según números puestos a disposición, no de ellos (minera)  sino de otras fuentes, estaríamos hablando de unos 150 megavatios”, expresó Rubén Bichara.
Mejorar papel del Estado.   En otro punto, Bichara consideró que  el Estado debe hacer un uso más inteligente de su participación accionaria en la generación eléctrica.
“Se debe  hacer un uso mucho más inteligente de la participación accionaria del Estado en la generación eléctrica, un uso mucho mejor a ese poder de participación que tal vez no lo hemos explotado al máximo”, apuntó  en el Almuerzo del Grupo Corripio.

http://hoy.com.do/sistema-recibira-150-megavatios-a-traves-de-la-barrick/

BICHARA:EDES no pueden cobrarles a 500 mil clientes que “no aparecen

NOTA: Esta declaración fue en 21 noviembre, 2012 y todavía a casi dos años, hablan de 600,000 que no aparecen,como diablo inventan esa cifra si no hay una encuesta?

SANTO DOMINGO,R.D.- De  2.2 millones de clientes que tienen registrados las distribuidoras de electricidad, alrededor de 500,000 “no aparecen” desde hace seis meses, denunció el vicepresidente ejecutivo  de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Rubén Bichara.
Según el funcionario  estos clientes no han hecho actividad económica en ese tiempo, por lo que  no pueden facturarles el consumo de electricidad porque se conectan ilegalmente y de forma intermitente.
Dijo que para  detectar ese robo habría que destinar miles de empleados en vigilancia las 24 horas del día,  trabajo que requiere de vehículos, combustible y  equipos y  de personal.
Afirmó  además que es necesario cambiar transformadores que no operan de manera eficiente.
Bichara indicó que la  implementación de    cambio de redes en algunas zonas  ha logrado bajar las pérdidas  de  un  40% a un 10%.
Sin embargo, indicó que esto    requiere recursos “que es lo que no hemos tenido en los últimos años”, tras apuntar que  para implementar cambios de redes hay que recurrir a préstamos internacionales.
 Señaló que  mientras estén tan vulnerables las redes los operativos no podrán  combatir el hurto y las pérdidas.
Servida y no cobrada.  En cuanto a la energía servida  que no se cobra, Bichara explicó  que cada mes se  cobra 110 millones de dólares. De esa cantidad, 33 millones son para cubrir pagos de préstamos bancarios y 30 millones para gastos de mantenimiento.
Sin embargo, la factura con los generadores suma de 180 a 190 millones, por lo que el déficit es de alrededor de 150 millones cada mes, unos 1,300 millones al año.
Bichara explicó  que de cada 10 kilos que se colocan en las redes hay tres o cuatro que no se sabe a quién facturárselo  y a dónde fueron.
Detalló  que esa pérdida se debe a fraudes, problemas técnicos, hurto y  transformadores que no dan la eficiencia esperada.
“Para  poder localizar los tres o cuatro que no tienen destino tienes que mejorar las redes”, expresó Bichara, al apuntar que “las pérdidas nunca van a bajar sin inversión”.
El funcionario destacó que en 2004 el porcentaje de energía no cobrada era de entre el 44 y 46% y ahora está entre el 38 y 40%.
 Dijo que han programado en cuatro años  bajar ese porcentaje al 27% con la mejora en la distribución.
Consideró que aunque sería una porcentaje alto, es un logro en base a la situación actual. Detalló que las inversiones estimadas para mejorar las redes en   2004 eran de 500 millones de dólares y ahora anda en 800 millones de dólares.
Prepago.  Bichara informó que  en los trabajos de rehabilitación y mejoría de redes  que realizan actualmente se  incluyen  medidores prepagados lo que permite  que se pueda dar un servicio 24 horas sin alto riesgos porque el usuarios puede administrarse. Cree que esa tecnología   hay que implementarla en el mayor grado posible.
Bichara habló de estos temas al participar en el Almuerzo Semanal del Grupo de Comunicaciones Corripio. Participaron además,  Radhamés del Carmen, director de Reducción de Pérdidas; Julián Santana, administrador  de la Empresa  de Transmisión Electrica; Demetrio Lluberes, de la Empresa de Generación Hidroeléctrica (Egehid); Juan Rodríguez, director Comercial y de Distribución; Gregory Salcedo, asesor económico; y Guarinex Méndez, directora ejecutiva.
Aumenta energía comprada
Para el cierre del año 2012, las autoridades estiman que la energía comprada terminará con un incremento de un 13.8 por ciento  al compararlo con el 2008 y de 4.4 por ciento  respecto al 2011.
Según un informe de la CDEEE, el indicador cobro/compra presenta desde el 2008 una paulatina mejoría, estimándose  al cierre del 2012 en 61.2%, representando un incremento de cinco puntos porcentuales respecto al 2008.
 Sin embargo, se establece que pese a que de junio 2009 a junio 2011 la tarifa eléctrica se incrementó en 33%, el efecto de los combustibles y su fórmula de indexación incrementarán  el déficit de las cobranzas.
Los que no pagan 
Según la definición de la   CDEEE, son clientes comercialmente activos  los que presentan actividad de pago y los inactivos se encuentran definidos, pero  por falta de recursos no pueden ser gestionados adecuadamente.
Explica que los clientes con actividad de pago representan  aproximadamente un 79% de los registrados en el sistema.
En otro punto, la CDEEE espera que al final de año los  clientes 24 horas aumentarán a 889,619.

http://hoy.com.do/distribuidoras-no-pueden-cobrarles-a-500-mil-clientes-que-%C2%93no-aparecen%C2%94/

Tarifa eléctrica se mantendrá inalterable para mes de junio 2014



Tarifa eléctrica se mantendrá inalterable para mes de junio, según la SIE
SANTO DOMINGO,R.D.- La Superintendencia de Electricidad informó hoy que la tarifa eléctrica para el mes de junio se mantendrá inalterable según la resolución SIE-016-2014-TF.
El  Estado tendrá que subsidiar con RD$1,227.72 millones de pesos  durante el mes de junio para mantener la tarifa invariable en los precios a los usuarios del servicio eléctrico.
El órgano regulador dio a conocer la información mediante la resolución SIE-016-2014-TF, aprobada por el superintendente, Eduardo Quincoces y los miembros del Consejo Directivo Dr.  Diógenes Rodríguez y el Lic. Ángel Canó.
“El subsidio acumulado por ese concepto para el período enero-junio del presente año será de RD$7,362.24 millones”, señala el órgano regulador del sector eléctrico.
Explica  la resolución que en el comportamiento de las variables que determinan la tarifa eléctrica indexada  el Fuel Oil número 6 pasó de a US$89.3138/ Bbl a US$90.7352/ Bbl  para un aumento de 1.59% por ciento y el Gas Natural disminuyó de US$5.2067/MMBTU a US$4.4984/ MMBTU.
Agrega la resolución que el Carbón Mineral se mantuvo en US$71.51 tonelada, en tanto que la tasa de cambio promedio mensual aumentó de RD$43.1454 a  RD$43.2481 pesos por dólar.
Indica que como resultado de las variaciones antes citadas, la tarifa aplicada vigente continúa siendo menor que la tarifa indexada en un 27.25 por ciento, y el Estado deberá subsidiar con RD$1,227.72 millones  la tarifa eléctrica para mantener invariables los precios a los usuarios en el mes de junio. El subsidio acumulado por este concepto para el primer semestre del presente año se estima en RD$7,362.24 Millones.
 http://impactodigital.com.do/?p=47847

Argentina decidió no aumentar la tarifa eléctrica ni el subsidio por seis meses

ARGENTINA.- Están definiendo un nuevo esquema en el mercado eléctrico que podría traer varios cambios, empezando por la eliminación de los subsidios a los usuarios domiciliarios, una medida que se frenó en 2012. Pero también están sugiriendo a las Provincias frenar los aumentos previstos para este año. Así lo confirmó el ministro de Energía, Marcos Zandomeni. Y señaló que la decisión política en Mendoza es congelar la tarifa por seis meses.
La semana pasada, El Sol online daba cuenta de los cambios que se vienen y que se han ido filtrando con cuentagotas por el Gobierno nacional. Tres días atrás, Julio De Vido reconoció que volverán a implementar la quita de subsidios, mientras en el Consejo Eléctrico -que funciona bajo la órbita de Daniel Cameron, secretario de Energía- se estudia la factibilidad de dividir el país en zonas para unificar las tarifas.
En este contexto, el EPRE ya avanza en la revisión tarifaria luego del aumento del 7 por ciento que se aplicó en noviembre. Sin embargo, la novedad llegó desde el ministerio de Energía que dirige Zandomeni. El funcionario adelantó que no habrá aumentos en la tarifa eléctrica en la primera mitad del año.
El congelamiento de las tarifas formará parte de un acuerdo federal que se está terminando de definir en la Nación. Sin embargo, Zandomeni precisó que Francisco Pérez ya tiene tomada esta decisión de frizar los reajustes tarifarios hasta el 31 de junio. La decisión es no aumentar los primeros seis meses.
Esto ya ocurrió en San Juan. El Gobierno de José Luis Gioja ya venía avanzando con la audiencia pública para incrementar la tarida en un 10 por ciento, según se estimaba. Sin embargo, por sugerencia de la Nación, San Juan decidió no tocar los valores en el primer semestre. Esta señal sería la pauta de lo que se está ultimando en el ministerio de Planificación Federal.
No obstante, el ministro de Energía -la cartera recientemente creada por Pérez en su reorganización ministerial- señaló que podría haber un ajuste de acuerdo a lo que se defina en la paritaria nacional con el gremio de Luz y Fuerza. Precisamente, el aumento salarial que puedan recibir los trabajadores del sector impactará en el nuevo cuadro tarifario y en el gremio local barajan que podría estar en el orden del 30 a 35 por ciento.
La novedad se produce cuando el Gobierno provincial está negociando con las distribuidoras eléctricas la serie de obras que se necesitan. En esa línea, Zandomeni agregó que está en estudio un fideicomiso para obras, donde la Provincia hará hincapié en tres principales: Zona Este-Villanueva; Cruz de Piedra-Gran Mendoza y Nihuil IV.
Ahora la cuestión es saber qué harán las distribuidoras ante esta iniciativa debido a los costos que involucra el sistema. En San Juan, por caso, se decidió que el gobierno subsidiaría la tarifa por estos meses, a través del Fondo de Contención Tarifaria.  

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