US$60 millones será para reducir la pérdida de electricidad en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- El convenio de préstamo entre la República Dominicana y el Fondo OPEP para el Desarrollo Internacional (OFID) para el Programa de Reducción de Pérdidas y Rehabilitación de Distribución Eléctrica que se efectuará en Santo Domingo, Santiago y San Cristóbal, tendrá un periodo de gracia de cinco años y comenzará a pagarse en abril del 2019 hasta octubre del 2033.

De acuerdo a lo que establece el contrato, objeto de análisis por la comisión de Hacienda del Senado, del financiamiento ascendente a US$60,000,000.00, se asignarán US$54,200,000.00 para la rehabilitación de las redes de distribución, US$3,000,000.00 para el acercamiento a las comunidades para evitar los fraudes y otros y US$2,800,000.00 para la administración, monitoreo y evaluación del programa.

De acuerdo a la tabla de amortización se pagarán 30 cuotas a partir del 15 de abril del 2019 por US$2,000,000.00 hasta el 15 de octubre del 2033.

El programa tiene como fin aumentar al máximo la seguridad del suministro de electricidad en esas zonas del país, mejorando al mismo tiempo la sostenibilidad financiera de las empresas de distribución en Santo Domingo, Santiago y San Cristóbal y ciudades del Este, las cuales no se especifican, a través de la rehabilitación y actualización de la red de distribución y la normalización de los servicios de energía eléctrica.

Contempla la rehabilitación y actualización de los circuitos de voltaje medio y bajo, sustituyendo las líneas de conducción que están viejas y obsoletas, ampliando las subestaciones y alimentadores de electricidad, sustituyendo e instalando contadores, cables, transformadores y nuevas conexiones a los clientes que tienen conexiones irregulares.

Además, prevé la instalación de contadores de lectura remota para clientes de elevado consumo y de equipos de prueba de violación en zonas de manejo difícil, según lo que establece el contrato, cuyo contenido fue certificado por el intérprete judicial, Ramón Cedano Melo.

Contempla un acercamiento a las comunidades, a través de seminarios y encuentros con líderes e instituciones locales no solo para lograr reducir el fraude, sino también para abordar los temas de seguridad, derechos legales y conservación de energía.

En el renglón administración, monitoreo y evaluación del programa establece que se contratarán consultores para ayudar a las compañías a coordinar las actividades entre las compañías y los contratistas, ayuntamientos y otras compañías que ofrecen servicios públicos.

Condiciones de pago

El Ministerio de Hacienda se comprometió a pagar intereses a la tasa del 3 por ciento anual sobre el monto principal del préstamo desembolsado y también, pagará un cargo por servicio a la tasa del 1 por ciento sobre el monto principal del préstamo.

Asimismo, los intereses y cargos por servicio se pagarán semestralmente.

El convenio de préstamo fue suscrito por el ministro de Hacienda, Simón Lizardo Mezquita el 12 de junio del 2014 y por Suleiman J. Al-Herbisch, el 23 de mayo del 2014, en Viena y en el idioma inglés.

http://www.diariolibre.com/noticias/2014/07/21/i709951_prstamo-us60-millones-ser-para-reducir-prdida-electricidad.html

Informe de la CDEEE desnuda las falencias históricas

SANTO DOMINGO,R.D.-. La firma KPMG revela que "no pudo obtener evidencia de auditoría suficiente y apropiada" sobre los estados financieros del 2010 de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctrica Estatales (CDEEE), razón por la cual no pudo emitir una opinión.

La firma inicia su informe con un conteo de omisiones, debilidades contables y ausencia de registros de operaciones financieras de la CDEEE, que le llevan a concluir que "una incertidumbre de importancia relativa puede proyectar una duda importante sobre la capacidad de la Compañía para continuar como negocio en marcha, sin el apoyo económico del Gobierno Central de la República Dominicana".

KPMG fue contratada por la Cámara de Cuentas para auditar los estados financieros consolidados de la CDEEE al 31 de diciembre de 2010. A esa fecha, como vicepresidente ejecutivo de la CDEEE estaba el empresario Celso Marranzini, quien ocupó ese puesto el 16 de agosto de 2009. Su antecesor, Radhamés Segura, lo había ocupado desde agosto de 2004.

En una de las bases "para la abstención de la opinión", KPMG revela que la CDEEE no ha actualizado los valores de las instalaciones técnicas de la subsidiara EdeSur por un monto de RD$7,800,000,000, que fueron revaluados en el año 2004. En otro párrafo explica que no se pudo verificar la razonabilidad de la propiedad, instalaciones técnicas, mobiliarios, equipos de construcción en proceso por aproximadamente RD$11,100,000,000.

Pero Marranzini explica: "Encontramos una empresa que desde el año 2000 no tenía registros contables". Lee un informe en que el actual Contralor de la CDEEE comenta las notas del informe de KPMG, que dice que EdeSur no contaba con libros auxiliares que registraran sus activos, pero que "a partir del SAP (un moderno programa contable) en el 2011, los activos adquiridos por EDESUR son debidamente registrados".

El empresario, que en agosto de 2012 dejó el puesto de vicepresidente de la CDEEE, observa: "Ahí indica el cambio que nosotros hicimos en apenas un año".

KPMG observa que las pérdidas acumuladas de la CDEEE, al 31 de diciem- bre de 2010, suman RD$47,000,000,000, y que su capital de trabajo es negativo en RD$30,800,000,000. Pero son de décadas sus problemas de registros contables en temas tan sensibles como es, por ejemplo, la confirmación del saldo de la cuenta por cobrar a sus clientes por RD$759,535,315, al 31 diciembre de 2010.

Ausencia de registros

Otros hallazgos de la auditoría revelan ausencia de evidencias sobre montos por cobrar mantenidos por EdeEste por RD$592,100,00 millones; la falta de reclasificación a cuentas por cobrar de los anticipos de EdeNorte a sus proveedores, por RD$20,600,000. Asimismo, encontró que la CDEEE no determinó ni reveló el valor razonable de los depósitos y fianzas y la deuda a largo plazo con valores en libros de RD$2,214,000,000 y RD$524,500,000. Y casos como estos engrosan una lista larga.

http://www.diariolibre.com/economia/2014/07/22/i711401_informe-kpmg-desnuda-las-falencias-histricas-cdeee.html

Obstáculos para la energía renovable en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- La promoción de fuentes sostenibles, competitivas y seguras de energía es un objetivo clave de la política de la Unión Europea. Pero de acuerdo al jefe de la oficina del Banco Europeo de Inversiones (BEI), Yves Ferreira, la región presenta características que dificultan la implementación efectiva de energía renovable.

Ferreira expresó, durante un seminario en la Cámara de Comercio de Santo Domingo que parte de los obstáculos de la región del Caribe para  la implementación de la energía renovable es la ausencia de procesos competitivos de licitación pública para la concesión de licencias de exploración o de operación.

 Además, los  patrocinadores que existen tienen bajas capacidades financieras y experiencia en energía renovable. Por igual la falta de disponibilidad de estudios de recursos (sol, agua y viento) y datos fiables sobre el sistema de transmisión de datos, acceso a la tierra y la oposición pública a los proyectos. 

De igual manera, la ausencia de tarifas de inyección favorable para la recompra de energía limpia en los proyectos de producción de energía a partir de residuos y necesidad de cuotas de vertedero para que la electricidad sea competitiva. El BEI es una institución de financiamiento a largo plazo de la Unión Europea. Sus instrumentos financieros van desde préstamos a largo plazo hasta participaciones en capital, incluyendo garantías y facilidades de asistencia técnica.

Préstamos a ambos sectores, tanto privado como público para inversiones que generan ingresos.

http://www.listindiario.com/economia-and-negocios/2014/7/21/330625/Obstaculos-para-laenergia-renovable

“Bombillas de sol”en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- A causa de la oscuridad en el interior de sus viviendas por el hacinamiento, los moradores del sector Las Malvinas, Villa Mella, Santo Domingo Norte, tenían que recurrir al encendido de velas o bombillos durante todo el día, afectando su economía y sus vidas.

Como parte del programa nacional de Eficiencia Energética, que se inició con un piloto en el sector Manganagua, los residentes de Las Malvinas cuentan con “bombillas de sol”, hechas de botellas plásticas transparentes que con el reflejo de la luz del sol ilumina la parte más oscuras de sus viviendas.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) instaló 215 “bombillas de sol” en igual número de viviendas, la mayoría de ellas instaladas en las cocinas.

Enrique Ramírez director ejecutivo de la CNE, explicó que por cada instalación la entidad invierte RD$ 1,000 ya que los materiales utilizados son reciclados.

Dijo que el programa contempla la instalación de botellas plásticas, de 2.5 litros, con agua purificada y cloro, los cuales se colocan en los techos de zinc de las viviendas. Una parte de las botellas fueron recolectadas por el personal, pero para la extensión del proyecto han recibido más de tres mil botellas donadas de Coca Cola, Kola Real y el vertedero de Duquesa. Ramírez dijo además que el proyecto contempla la sustitución de las bombillas incandescentes por bombillas fluorescentes compactas de bajo consumo, y charlas sobre el uso racional de la energía. CNE ha puesto unas 575 bombillas instaladas, unas 300 en Yamasá, 215 en Las Malvinas y 50 en el nuevo proyecto que se ejecuta en el Café de Herrera. Dijo que la idea es extender el proyecto hacia otras regiones y llegar antes de finalizar el año a 1,300 viviendas beneficiadas.

Ahorro de energía
Los residentes de La Malvinas beneficiadas con las bombillas de sol, se han economizado 500, 700 y 800 pesos en el pago de la energía eléctrica. Yosenia de Vargas explicó que su factura llegaba a 1,300 pesos y que luego de colocar la bombilla en su cocina y tener más conciencia del uso de la energía, hoy solo paga 500 y 600 pesos.

Dijo que antes tenía que comprar velas o mantener el bombillo encendido todo el tiempo dado que su casa no tiene ventanas y no entra la claridad del día.

http://www.listindiario.com/economia-and-negocios/2014/7/21/330622/Instalan-bombillas-de-sol

ETED anda tras la deuda de los generadores desde Diciembre 2012

SANTO DOMINGO,R.D.- Los generadores de energía son los que están acostumbrados a cobrar, mas no a ser objeto de esta acción en el sector eléctrico. Aunque la deuda con ellos es mayor, la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETED) les reclama RD$1,581 millones.

Reportes del sector señalan que la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) pagó RD$63,901 millones a los generadores en 2012.

En un informe de la ETED, su administrador, Julián Santana, destaca que a pesar de las dificultades económicas que estas deudas le crean a la empresa, en estos últimos años ha podido ejecutar proyectos de ampliación y mejoras de las redes de transmisión.

Según el reporte de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), el Gobierno acumula deudas vencidas por US$521.2 millones con los generadores. A este monto, destaca, habría que sumarle otros US$169. 2millones que están por vencerse.

La deuda que reclama la ETED a los generadores es por concepto del peaje que deben pagar a la empresa por la transmisión de la electricidad vendida o despachada a las distribuidoras.

Santana destacó que a pesar de la falta de pago de los generadores, así como los problemas económicos que afectan a la empresa, han logrado finalizar el primer y segundo anillo de Santo Domingo de 138 kilovoltios, dos del Noroeste de 168 y 138, redes del Nordeste de 138 kilovoltios y el anillo de 138 kilovoltios de Santiago.

La empresa destaca además, que puso en funcionamiento las redes de 138 kilovoltios hacia el regiones Sur y Este del país, con las que ha logrado mejorar la transmisión de la energía y hacer más eficiente el transporte de electricidad hacia esos circuitos.

“Nosotros hemos hecho los mayores esfuerzos en continuar materializando el plan de expansión que nos hemos propuesto en 2013, pero si nuestros clientes no cumplen con los pagos, no podremos llevar a cabo dicho plan”, explicó Santana.

El administrador de la ETED destacó que el plan de expansión tiene importancia capital para transmitir toda la energía que produzcan los generadores privados.

El funcionario aseguró que la ETED está en capacidad de transmitir toda la energía que produzcan los generadores, desmintiendo de esta forma comentarios que aseguran se han hecho en ese sentido. “Lo que sucede es que la empresa no puede detener sus planes de expansión y mejorar el servicio que brinda si no se le salda a tiempo la deuda que viene siendo arrastrada por varios años”, sostuvo.

Detalle 
Solo Seaboard y Barrick Pueblo Viejo son las dos empresas que han cumplido con sus obligaciones con la ETED. La primera pagó RD$172.8 millones y la segunda RD$120.2 millones, mientras que Metaldom, con un 95% de su deuda saldada con la empresa de transmisión, le sigue en orden de pago.

La Compañía Eléctrica de Puerto Plata (CEPP) debe RD$78 millones y Palamara RD$74.5 millones. 

(+)
LOS QUE MENOS HAN PAGADO EL PEAJE
EGE ITABO 
Al cierre de diciembre, esta empresa adeudaba RD$356 millones.

EGE HAINA 
La empresa Egehaina aparece con una deuda de RD$782 millones.

LAESA-PIMENTEL: 
El reporte financiero de la ETED establece que esta empresa le debe RD$179.3 millones.

AES ANDRÉS 
La generadora AES Andrés está en lista con RD$375.2 millones.

AES DPP: 
De una deuda de RD$120 millones, solo ha pagado RD$9.22, por lo que aún debe RD$110.8 millones.

MONTE RÍO POWER
Esta empresa no tiene una deuda alta. De RD$5.7 millones adeudados, ha pagado RD$4.78 millones.

http://www.listindiario.com/economia-y-negocios/2013/2/26/267469/La-ETED-anda-tras-los-generadores-por-deuda

El sector eléctrico de RD,segun el BID

El sector eléctrico de RD se ha caracterizado durante mucho tiempo por la poca fiabilidad del suministro y por recurrentes problemas financieros; que no sólo constituyen una importante carga fiscal sino también, una de las principales limitantes a la productividad del país.
Los factores (interrelacionados) que explican este desempeño son: (i) la alta ineficiencia de las empresas de distribución (EDEs), (ii) una matriz de generación insuficiente, de alto costo y vulnerable a la volatilidad de precios del petróleo, y (iii) un esquema tarifario ineficiente. Las EDEs presentan un alto nivel de pérdidas de distribución y bajos niveles de recaudo, lo que genera una situación financiera deficitaria recurrente que debe ser cubierta con recursos públicos y un aumento de deuda con sus proveedores.
En el área de generación, se observa que a pesar de los esfuerzos de reforma del GORD, la matriz de generación continúa siendo vulnerable debido a su alta dependencia de petróleo.
 Por su parte, el esquema tarifario no ha conseguido reflejar adecuadamente los costos de generación; lo que conduce a un subsidio generalizado y consecuentemente, a una mayor carga fiscal y además a un uso ineficiente de la energía. Adicionalmente, la estructura de las tarifas es ineficiente, al permitir significativos subsidios cruzados de los clientes comerciales e industriales hacia los clientes residenciales. Entre 2009 y 2011, las pérdidas de energía se redujeron en 3,3 puntos porcentuales para alcanzar 32,9%. Durante el 2012, estas se incrementaron a 35,5% debido a una reestimación de la base de clientes efectivamente facturados. 

Para atender estos retos, la nueva administración ha delineado un plan de acción basado 
en tres pilares. El primer pilar busca la modificación de la matriz de generación, mediante 
la inserción al sistema de 1500MW nuevos de capacidad durante los próximos 4 años . 
El segundo pilar busca incrementar la eficiencia en la gestión (tanto financiera como comercial) de las empresas públicas en el sector. Finalmente, el tercer pilar establece una estrategia de reducción de pérdidas a través del uso de tele-medición, la normalización de clientes y la rehabilitación de las redes de distribución.
 La participación del Banco en el sector tiene como objetivo estratégico apoyar el incremento de su eficiencia operativa y sostenibilidad financiera en el área de distribución, contribuyendo además a reducir su impacto sobre las finanzas públicas. Para ello, se contemplarán exclusivamente préstamos de inversión orientados a desarrollar de manera adecuada el programa de recuperación operativa, comercial y financiera de las empresas de distribución estatales. Adicionalmente, el Banco mantendrá el acompañamiento técnico que ha brindado al sector, fundamentalmente en el uso de las herramientas técnicas disponibles para ejecutar el programa de expansión eléctrico de manera óptima y la implementación de un esquema tarifario eficiente. Sujeto a una estrecha coordinación con la ventanilla pública sobre los avances en el marco sectorial,las ventanillas del sector privado explorarán intervenciones de financiación a largo plazo y sindicaciones a proyectos de generación y eficiencia energética. En particular, las ventanillas privadas buscarán oportunidades para realizar inversiones en transformación de industrias que promuevan la eficiencia energética, reciclaje, alternativas de 
combustible limpio, entre otros.
El principal riesgo de estas intervenciones se relaciona con un cambio en el plan de 
recuperación del sector por parte del GORD; lo que podría implicar demoras o parálisis 
de las acciones ya en marcha. Se considera, sin embargo, que este riesgo es bajo, puesto 
que el GORD ha solicitado formalmente financiamiento y asistencia técnica a la banca 
multilateral para continuar los programas de rehabilitación de redes y mejoramiento 
comercial de las EDEs. Adicionalmente, se identifica la capacidad de gestión de las 
EDEs como un riesgo adicional para la ejecución de las inversiones contempladas en el 
área de distribución. Para mitigar este riesgo, el Banco brindará acompañamiento técnico 
y dará seguimiento continuo a los indicadores comerciales y financieros de la 
Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) y las EDEs.

http://idbdocs.iadb.org/wsdocs/getdocument.aspx?docnum=38583226

Ley que autoriza la participación del Estado en generación distorsiona el mercado eléctrico nacional

SANTO DOMINGO,R.D.-. La Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE) considera que con la reciente aprobación de la ley que permite la participación de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) en la actividad de generación eléctrica, el Congreso de la República introduce un elemento que distorsiona el mercado de la electricidad del país. Esto así, debido a que la ley establece nuevas reglas que dan trato favorable al Estado en detrimento de los demás actores del sector eléctrico, lo cual es contrario a lo establecido en la Constitución de la República Dominicana.

La nueva ley libera a las plantas propiedad del Estado de tener que participar en procesos que contemplan la Ley General de Electricidad y la de contrataciones y compras públicas, lo cual crea una situación de favoritismo para el Estado y una nueva barrera para la participación del sector privado en proyectos de nueva generación.

Además, al liberar a las plantas propiedad del Estado de cumplir con la ley de contrataciones y compras, el Congreso introduce un factor que disminuye las posibilidades de mejorar la transparencia y pulcritud, en este caso, del proceso de venta de energía al Estado, que se podría alterar artificialmente para generar una burbuja que, como ha pasado con otras, al explotar tendría consecuencias nefastas.

Más allá de ello, con la aprobación de la ley, el Congreso envía una mala señal a la inversión privada en contradicción con los deseos del propio Gobierno de que sea el sector privado el que colabore con las autoridades para completar los planes de nueva generación necesaria, dado que con las plantas a carbón que construye la CDEEE solo se instalarán 700 de los 1,600 megavatios que dicha institución establece como necesarios para poder continuar con el proceso de abaratar la matriz de combustibles iniciado en el año 2000 y en el que el sector privado ya ha invertido alrededor de US$2,500 millones. Al crear un marco favorable para el Estado, la nueva ley desalienta la inversión privada al no poder competir en igualdad de condiciones.

La ADIE cree que, con respecto al primer considerando de la ley, donde se cita el déficit de suministro de energía eléctrica, éste no se debe a falta de energía disponible. Actualmente en el país hay capacidad de generación para suplir, de sobra, con creces, la demanda que tiene el país y quien decide la cantidad de energía que compra o no para suministrar electricidad a empresas y ciudadanos es el Estado. Por lo tanto, también es el Estado el que crea los apagones.

La ADIE llamó la atención sobre el hecho de que, por otro lado, en el segundo considerando de la ley se diga que una de las causas fundamentales de la crisis eléctrica es el alto costo de la matriz energética del país porque sus fuentes de generación son mayormente combustibles fósiles. Si bien es cierto que la mayoría de la capacidad instalada en el país es de plantas de fuel, la realidad es que son las que actualmente menos energía sirven al sistema. En 2000, el 90% de la energía que se generaba era a base de fuel oil. En 2014, no supera el 42%. La matriz energética se ha abaratado gracias a los alrededor de US$2,500 millones de dólares invertidos por el sector privado y existe la intención de seguirla abaratando con las inversiones previstas para convertir varias plantas de fuel oil en plantas a base de gas natural. De hecho, varios de esos proyectos han encontrado barreras en el sector público hasta hace pocos días, y otros todavía las enfrentan. De no haber existido esas barreras, la ADIE cree que hace años que el país estuviera disfrutando de una matriz de generación con aún menos dependencia del fuel oil.

Todas esas mejoras que han venido del lado de la generación no han tenido un reflejo para empresas y ciudadanos del país porque el Estado no ha hecho las inversiones necesarias para mejorar la calidad de la transmisión de dicha energía al sistema de distribución. Pero también porque las Distribuidoras no han acometido un plan reducir las pérdidas de comercialización y hacer más eficiente su gestión. Ese es el principal problema de la crisis eléctrica; el que apenas ha mejorado desde el año 2000 y el que está en manos, completamente, del Estado.

La ADIE dijo que el sector generador se ha preocupado a lo largo de los últimos 15 años de invertir y trabajar para mejorar la situación eléctrica del país y no ha hecho más por las barreras que se ha encontrado desde el Estado. Prueba de ello es que proyectos que se plantearon y no lograron la aprobación en su tiempo, ahora sí son válidos. La construcción del ciclo combinado de DPP anunciado recientemente es uno de ellos. De haberlos acometido en ese entonces, se hubiera ganado tiempo y mejorado la matriz, que es lo que ahora se presenta como excusa para autorizar la incursión directa del Estado en el área de la generación.

A pesar de todo lo que se dice injustamente del sector generador, alimentado desde la propaganda que desinforma a la ciudadanía, la ADIE afirmó que se mantiene el firme compromiso de las empresas eléctricas privadas de seguir colaborando para que la República Dominicana sea un país libre de apagones y en el que todo ciudadano pague la factura por un suministro de energía estable y de calidad las 24 horas del día, los siete días de la semana, todos los días del año a precios competitivos. Y todo ello, a pesar de quizá la principal barrera que había puesto el Estado hasta ahora para poder trabajar: una deuda sostenida que tiene con el sector privado por encima de los US$600 millones desde hace varios años.


http://www.diariolibre.com/economia/2014/07/20/i709521_adie-ley-que-autoriza-participacin-del-estado-generacin-distorsiona-mercado-elctrico-nacional.html

El mito de la energía más cara del mundo

SANTO DOMINGO,R.D.- A raíz de la publicación del Foro Económico Mundial de un ranking del costo de la energía para la industria en 60 países del mundo, salió a relucir de nuevo la percepción de que República Dominicana es uno de los países donde más cara es la electricidad. En dicho ranking RD aparece como el segundo país del mundo donde más cuesta la electricidad suministrada al sector industrial.

No hay duda que el costo de la electricidad en RD es elevado. Sin embargo, cuando se analizan las informaciones más recientes sobre el costo de la electricidad en el mundo, RD no aparece en los primeros lugares.

Tomemos el caso del costo promedio de la electricidad en Centroamérica. Las últimas informaciones disponibles publicadas por la CEPAL, correspondientes al año 2012, muestran que la tarifa promedio para todos los sectores, en centavos de US$ por kWh, es de 24.46 en Guatemala, 23.02 en El Salvador, 20.08 en Nicaragua, 18.54 en Honduras, 17.13 en Panamá y 15.22 en Costa Rica. RD, según las últimas informaciones publicadas por la CDEEE correspondientes a enero-abril del 2014, tiene actualmente una tarifa promedio de 18.51 centavos de dólar el kWh. Que Costa Rica y Panamá tengan tarifas promedio inferiores a la de RD no debería sorprender a nadie. No olvidemos que en el 2012, el 72% de toda la energía generada en Costa Rica fue producida por hidroeléctricas. En el caso de Panamá, la participación de las hidroeléctricas en la generación total fue 64%. En RD, sin embargo, apenas el 13% de la electricidad generada fue provista por hidroeléctricas.  El hecho de que la tarifa promedio en los demás países de Centroamérica en el 2012 fue mayor que la vigente hoy día en RD a pesar de que todos, con la excepción de Nicaragua, generan más electricidad con hidroeléctricas que RD, muestra claramente que mientras en esos países las tarifas de electricidad han estado reflejando las variaciones en los precios de los derivados del petróleo que han tenido lugar en los últimos años, en RD la tarifa promedio en pesos dominicanos se ha mantenido inalterada en los últimos años, a pesar del alza en los precios de los derivados del petróleo y de la depreciación del peso dominicano.

Para el resto de los países de la América Latina, OLADE y CEPAL recopilan periódicamente el precio de la electricidad por sectores de consumo. En el caso de la tarifa residencial, varios países de la región en los años 2011-2012, tenían tarifas más altas que la de RD. Haití con 35 centavos de dólar el kWh, Grenada 31.74, Barbados 29.88, Uruguay 28.26, El Salvador 26.28, Brasil 26.14, Chile 26.00, Guatemala 23.86, Guyana 23.73, Cuba 22.60 y Belice 22.30, registraban tarifas residenciales promedio superiores a los 19.60 de RD en esos años. RD exhibe una tarifa cercana al promedio de la región del 2011-2012.

Cuando nos trasladamos al Caribe, donde aparece un conjunto de países, exceptuando a Trinidad & Tobago, que generan electricidad preponderantemente a partir de plantas térmicas que consumen derivados de petróleo, las tarifas vigentes son mucho más elevadas que las de RD. Según las informaciones publicadas por CARILEC, en el caso de la tarifa residencial para los primeros 100 kWh consumidos, tenemos que la tarifa promedio en el Caribe oscila entre 27 centavos de dólar el kWk en Puerto Rico a 67.65 en Bahamas. En Jamaica, por ejemplo, que apenas genera el 3% de su electricidad con hidroeléctricas, la tarifa residencial promedio para los primeros 100 kWh era de 34.05 centavos de dólar. En RD, para los primeros 100 kWh, la tarifa residencial vigente a junio del 2014 era de 11.72 centavos de dólar, la más baja del Caribe, exceptuando a Trinidad & Tobago (4.51), país que genera toda su energía con gas natural. La situación se mantiene prácticamente inalterada cuando se calcula la tarifa residencial promedio para los primeros 400 kWh.  RD, con 16.18 centavos de dólar, aparece por debajo de todos los países del Caribe, con la excepción de Trinidad & Tobago.

Cuando nos movemos a Europa, también encontramos que la tarifa residencial promedio es bastante más alta, en promedio, que la vigente en RD. Los datos recopilados por EUROSTAT a final de diciembre del 2013, muestran que el costo del kWh en la mayoría de los países de Europa es mayor que en RD. Resaltan los casos de Dinamarca con 40.52 centavos de dólar el kWh, Alemania con 40.25, Irlanda 33.22, Italia 31.98, Bélgica 30.60, Portugal 29.36, España 28.67, Suecia 28.26, Austria 27.84, Holanda 26.46, Inglaterra 24.81, Noruega 24.51, Grecia 23.43, Francia 21.92, Finlandia 21.50, República Checa 20.54 y Polonia 19.85. Todos esos países exhibían tarifas residenciales más elevadas que las de RD.

En la mayoría de los estados de EUA, el costo de la tarifa residencial es más baja, en promedio, que en RD, con la excepción de New York (19.56), Connecticut (19.87) y Hawai (38.08). No olvidemos: apenas el 1% de la generación de electricidad en EUA es con derivados de petróleo. En nuestro caso, 43%.

www.elcaribe.com.do/2014/07/21/mito-energia-mas-cara-del-mundo

Jubilados de R.D.piden aumento de pensiones

SANTO DOMINGO,R.D.- El presidente del comité ejecutivo nacional de la Unión Dominicana de Jubilados y Pensionados Envejecientes (Udojupe-Casc), Sigfredo Cabral, pidió al presidente Danilo Medina más atenciones para ese sector.Cabral solicitó al Presidente incluir en el presupuesto del próximo año las partidas que permitan aumentar las pensiones a más de 100,000 jubilados y pensionados que reciben RD$5,000, que, a su juicio, no alcanza ni para sus medicamentos. La organización hizo la petición mediante carta remitida al presidente de la Conferencia del Episcopado Dominicano, arzobispo Nicanor Peña, a los fines que canalice la solicitud ante el mandatario. De igual modo, requiere que se ponga en ejecución el Régimen Subsidiado de la Seguridad Social, creado por la ley número 87-01, en beneficio de los envejecientes, madres solteras y discapacitados. “Los jubilados y pensionados han dejado de recibir en los últimos 10 años miles de millones de pesos, dinero que ha sido tomado por los gobiernos para otros renglones, violando las leyes”, dijo. -

www.elcaribe.com.do/2014/07/21/jubilados-piden-aumento-pensiones

Las Inversiones del sector eléctrico dominicano, segun el B.M.

Con el objeto de identificar las decisiones que el Gobierno de la República Dominicana enfrenta en relación con las inversiones en generación y transmisión, y presentar recomendaciones al respecto, se realizó un análisis de los aspectos más relevantes a tener en consideración al momento de decidir tales inversiones en generación y transmisión. Es importante destacar que este análisis no representa un estudio completo de oferta y demanda, ni pretende constituir proyecciones precisas para los próximos años. 

Generación.-
 Para evaluar la necesidad de incorporar capacidad adicional en el período 2009-2015, se 
analizó a partir de un escenario base (escenario a), con un crecimiento económico de 5,9% por año (el más optimista de los considerados) el impacto acumulativo de los siguientes efectos: (i) una política de reducción gradual de las restricciones de suministro, eliminando éstas por completo en tres años (escenario b); (ii) la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas (escenario c); (iii) la incorporación de los auto productores, la política de eficiencia y el aumento de cobertura del alumbrado público (escenario d). 

El escenario (b) supone que la restricción de oferta, o energía no servida, se reduce gradualmente, desde un 15% en 2008, a un 10% en 2009, a 7% el 2010, y a cero en 2011. El escenario (c) agrega al efecto anterior la reducción gradual de pérdidas, desde un 32 % total para el sistema en el año 2008, a un 12% el año 2013. No obstante, se ha supuesto que sólo el 75% de la reducción en pérdidas se transforma en un menor requerimiento a nivel de generación. Finalmente, el escenario (d) agrega el efecto de la incorporación de los autoproductores, del aumento de cobertura del alumbrado público y de la política de cambio de bombillas. 
Así, los escenarios construidos con nuestros supuestos, incluso suponiendo la necesidad de mantener una reserva equivalente en términos porcentuales a la indisponibilidad medida en 2008 (352 MW), implica un requerimiento de potencia adicional de 461 MW en 2009. Cabe enfatizar que nuestro análisis no ha considerado la eliminación inmediata de las restricciones en el suministro, debido principalmente a la inviabilidad de dicho objetivo. 
Considerando que actualmente no existen proyectos analizados y financiados que pudiesen comenzar a construirse en forma inmediata, cualquier aumento de generación en el período 2009-2011, al menos, requiere ser suplido por la capacidad existente, rehabilitada o re potenciada a través de inversiones de corto período de ejecución. En este contexto, las posibilidades identificadas son las siguientes: 
• Aumento en las horas de funcionamiento de las unidades de ciclo abierto que utilizan Fuel N° 2. • Conversión de las unidades de ciclo abierto a ciclo combinado, lo que implica agregar capacidad de generación a través de inversiones, sin aumentar los costos totales de operación, es decir, reduciendo el costo medio de operación por kwh generado. 

La CDEEE a partir de 2005 ha venido considerando la construcción de una central a carbón de 1200 MW (dos unidades de 600 MW). Además de las dificultades de atraer financiamiento para un sectorcon serios cuestionamientos a su viabilidad financiera, en un sistema de aproximadamente 2500 MW no resulta técnicamente conveniente incorporar unidades mayores de 250 a 300 MW, por problemas de estabilidad del sistema. Otra de las opciones que se han considerado en el país es la instalación de nuevas unidades de generación ciclo combinado a gas, aprovechando las instalaciones de AES en Andrés, lo que permitiría aprovechar las economías de escala que aportan dichas instalaciones. Un proyecto de esta naturaleza también requeriría un tiempo para completar su financiamiento, licitación,
adquisición de equipos y construcción que impide una puesta en servicio en menos de dos a tres años. 

Transmisión.-
 En lo que respecta a las necesidades de inversiones en transmisión, los estudios 
existentes concluyen que existen dos líneas de trabajo destacables; la primera es el reemplazo del actual sistema de transmisión a 138 kV por uno de 350 kV, y la segunda es la construcción de un sistema de transporte “troncal” a 350 kV para la conexión con el nordeste del país. En el primer caso, esto no se requeriría hasta que las transferencias de potencia alcancen los 2500 MW, lo que según la demanda “peak” proyectada en los diversos escenarios no ocurriría antes de 2012, en caso de un alto crecimiento de la demanda. En cuanto al segundo componente considerado, la construcción del sistema de conexión con el nordeste es un proyecto que debe ser estudiado en función de las decisiones de localización que resulten del plan de expansión de la generación, y debe ser estudiado dentro del mismo plan. 
Considerando lo anterior, y bajo el supuesto del éxito del proceso de modernización, el país debe preparar las condiciones para incorporar nueva capacidad a partir de 2013. Eso significa que se requiere trabajar con urgencia en la definición de una política energética clara y un plan de expansión eléctrico coherente con dicha política. 

Planificación.-
 Resulta imprescindible la elaboración de un Plan Integral de Expansión del Sector Eléctrico, cuya responsabilidad recae - de acuerdo a la institucionalidad vigente - en la Comisión 
Nacional de Energía (CNE), cuyos pasos a seguir son los siguientes:
a) Análisis y definición de la estrategia de aumento de la oferta. 
b) Determinación de las posibilidades de rehabilitación y re potenciamiento de la capacidad 
instalada actual, y evaluación de la reserva óptima requerida por el sistema. 
c) Evaluación del tamaño límite de las unidades generadoras que es técnicamente posible 
considerar para la expansión del sistema. 
d) Recopilación del potencial para el desarrollo de fuentes de energías renovables no 
convencionales (mini centrales hidroeléctricas, eólica y biomasa). 
e) Análisis de la competitividad de las energías renovables no convencionales (ERNC), e 
identificación del modelo económico e instrumentos de fomento para su desarrollo. 
f) Análisis del modelo regulatorio y económico de la expansión de la generación (procedimientos de licitación de contratos, modelos de contratación, entre otros). 
g) Elaboración de un plan de expansión indicativo: identificación de la mezcla de tecnologías y programa de aumento de capacidad. 

Es importante destacar el grado de urgencia de los trabajos antes listados. La puesta en servicio de nueva capacidad durante el año 2013 implica la necesidad de que la definición de la estrategia y el plan de expansión indicativo estén finalizados a mediados de 2010, de modo que en el período 2010-2013 se ejecute la licitación de contratos, y la construcción. Esto significa que el Gobierno debe dar prioridad inmediata a los trabajos de estudio y planificación a ser realizados por la CNE. 
Como se ha mencionado anteriormente, en la República Dominicana urge abordar en forma explícita la función de planificación de la expansión del sistema eléctrico. Se trata de una competencia indelegable del Estado y que puede ser ejercida en forma totalmente compatible con la gestión de las actividades empresariales por parte de agentes privados y públicos. Hoy en día, algunos países de la región están reconociendo la necesidad de avanzar hacia un nuevo modelo sectorial, que reconoce roles claramente definidos para el Estado y para los agentes empresarios. 
El reto que tiene por delante DR es cómo atraer inversionistas en nueva generación en un ambiente crecientemente adverso, en el cual se ha deteriorado el clima de inversión del país y a lo cual se suman Las restricciones de financiamiento asociadas a la crisis global. En ese contexto fuertemente negativo, es fundamental que la República Dominicana transmita señales claras acerca de la calidad de sus instituciones. Tal vez la más importante de esas señales es el cumplimiento estricto de los compromisos contractuales asumidos. En estas condiciones, una revisión unilateral de los Contratos de Madrid podría traer beneficios efímeros de corto plazo, a cambio de una ausencia total de inversores serios en el sector a mediano plazo. Arreglar el tema de las deudas con el sector privado será, sin dudas, un tema central para empezar a restablecer este clima de inversión. El rol central que juegan los PPAs (Acuerdos de Compra-Venta de Energía por sus siglas en inglés) de largo plazo para dar las 
señales de precios y previsibilidad a los inversionistas requiere: (i) que los mecanismos de pago sean transparentes y (ii) que haya credibilidad respecto de que los compromisos se cumplen. 


Plan de acción para modernizar el sector eléctrico en la República Dominicana -B.M.