Baja del petróleo le ahorra a R.D. subsidio a tarifa luz -

SANTO DOMINGO,R.D.- La baja cotización que ha mantenido el petróleo en los primeros meses del año le producirá al Gobierno dominicano un ahorro de aproximadamente RD$18,000 millones en el estimado de subsidio al sector eléctrico en la primera mitad del 2015.Para el año completo el Gobierno asignó en el Presupuesto del 2015 una partida de RD$40,905 millones por concepto de “subsidio al sector eléctrico”, dentro del estimado global de transferencias corrientes. Proyectado a junio el gasto por ese concepto era menor al 5% del estimado.

La Superintendencia de Electricidad (SIE), el órgano que fija la tarifa eléctrica, ha calculado que para el primer semestre del año el Gobierno ha asumido un pago acumulado ascendente a RD$1,378.9 millones, para que la tarifa para los usuarios del servicio siga inalterable en la primera mitad del año.

Cálculo adelantado

Aunque el sexto mes del año apenas inicia, la SIE calcula por adelantado el monto que el Gobierno debe asumir cada mes por la diferencia de tarifas, entre la indexada y la subsidiada, esta última es la que realmente pagan los usuarios.

Los cálculos que realiza cada mes la SIE, por lo menos para el primer semestre, han aportado valores a pagar por el Gobierno, pero en proporción mucho más baja. En la primera mitad del 2014, las sumas que cada mes debía asumir el Gobierno por concepto de subsidio al sector eléctrico superaban los RD$1,000 millones. Los montos comenzaron a disminuir a partir de julio, cuando el petróleo comenzó a desplomarse, en una carrera que lo llevó rozar la barrera de 40 dólares por barril. La tendencia bajista se mantuvo hasta enero del año en curso.

Desde el segundo mes del 2015 la cotización del crudo ha estado recuperando terreno y en la actualidad ronda el nivel de US$60.00 por barril, nivel que es todavía más bajo en cerca de un 45% con relación al nivel que el Gobierno previó en el presupuesto del año, de US$92.10. El petróleo crudo incide con su precio en el costo del fuel oil, combustible que representa cerca del 40% de la matriz de generación del país. El nivel asumido por el Gobierno como precio promedio del petróleo para el 2015 fue un cálculo conservador, pues las principales proyecciones para el crudo en el 2015 sitúan el precio alrededor de US$60 el barril, con un máximo de US$80. Al estimar un precio que ha quedado por encima del que realmente ha tenido el crudo le ha facilitado al Gobierno una economía en el subsidio eléctrico, partiendo del valor que proyectó y el que realmente ha estado pagando.
El fuel oil subió, pero el gas natural bajó de precio
En la resolución para fijar la tarifa eléctrica de junio, la Superintendencia de Electricidad dijo que el Gobierno deberá asumir el pago de RD$216.65 millones para mantener sin alteración el precio del servicio. Según la resolución de la SIE en el comportamiento de las variables que determinan la tarifa eléctrica indexada, el fuel oil número 6 aumentó 5.88% y el gas natural disminuyó de US$2.75/MMBTU a US$2.75/ MMBTU. Son los que más impactan el costo.

www.elcaribe.com.do/2015/06/03/baja-del-petroleo-ahorra-gobierno-subsidio-tarifa-luz

Primer trimestre de las EDES del 2015

SANTO DOMINGO,R.D.- Durante el primer trimestre del 2015, el precio de compra promedio de la energía que las EDES adquirieron de los generadores bajó un 23%, al caer de 16.59 centavos de dólar el kWh en enero-marzo del 2014 a 12.78 en enero-marzo del 2015.  

La baja en los precios del petróleo y sus derivados en el mercado mundial explican este comportamiento favorable. El precio promedio de venta de la energía de las EDES bajó 4.38%, al caer de 18.47 a 17.66 centavos de dólar el kWh, debido al mantenimiento del pliego tarifario en pesos en un período donde la devaluación mensual promedio fue de 4.56%.

El margen de compra venta o valor agregado de distribución de las EDES aumentó de 1.88 centavos de dólar el kWh a 4.88. Como consecuencia de lo anterior, el déficit operativo de las EDES durante el primer trimestre del 2015 bajó de US$203.8 a US$139.5 millones. 

Cuando se incluyen los gastos de inversión, el déficit total de las EDES descendió de US$249.5 a US$174.9 millones, para una caída de US$74.6 millones.

La factura de compra de energía de las EDES, que había ascendido a US$475.2 millones durante el primer trimestre del 2014, bajó a US$389.0 millones en el primer trimestre del 2015, a pesar de que el total de compra de GWh de energía aumentó en 3.55% durante enero-marzo del 2015 con relación al mismo período en el 2014. 

A pesar de esta dinámica favorable para las finanzas de las EDES, la deuda de las empresas distribuidoras con los generadores de electricidad aumentó. En efecto, la deuda total pasó de US$623.0 millones al 23 de mayo del 2014 a US$831.6 millones al 24 de mayo del 2015, para un aumento de US$208.6 millones. La deuda vencida pasó de US$578.5 a US$735.2 millones, para un aumento de US$156.7 millones.

Si la medimos en términos de meses de facturación de energía de los generadores a las EDES y utilizamos como base la facturación de marzo de cada año, la deuda total ha pasado de 3.63 a 6.37 meses; la vencida de 3.37 a 5.63 meses. 

No hay dudas que este “Houston, we have a problem” sorprendería a los analistas de los bancos de inversión y de las firmas tenedoras de bonos de República Dominicana, pues la deuda corriente de las EDES debió haberse reducido dado que los cobros por venta de energía aumentaron US$12.0 millones en el primer trimestre del 2015 mientras las erogaciones por compra bajaron US$86.2 millones. 

Lo que podría explicar este resultado es el hecho de que a la deuda de los generadores abonan tanto las EDES como el Gobierno Central. Dado que el Gobierno Central ha tenido que canalizar transferencias importantes de recursos para la construcción de las dos plantas de carbón en Punta Catalina y dado que los recursos fiscales son limitados, los abonos del Gobierno a la deuda de las EDES con los generadores se han reducido. 

En efecto, mientras en enero-marzo del 2014, el Gobierno Central realizó transferencias corrientes a las EDES por el equivalente de US$252.5 millones, en el primer trimestre del 2015 estas descendieron a US$133.1 millones, para una caída de US$119.4 millones, la cual explica las tres cuartas partes (76%) del aumento de la deuda vencida de las EDES con los generadores que ha ocurrido de mayo del 2014 a mayo del 2015.

Este aumento de la deuda de las EDES con los generadores explica en parte el porqué los gastos financieros de las EDES pasaron de US$17.3 millones en enero-marzo del 2014 a US$32.8 millones en el primer trimestre del 2015.  

Recordemos que la deuda vencida de las EDES con los generadores acarrea el pago de intereses mensuales calculados sobre la base de la tasa de interés anualizada que cobran los bancos por sus préstamos en dólares. En abril del 2015, dicha tasa era de 6.8%, la cual ha oscilado entre 6% y 8% en los últimos años.  En otras palabras, por un financiamiento con un vencimiento promedio de 2.8 meses (5.63/2) las EDES y el Gobierno terminan pagando una tasa de interés anual en dólares de 6.8%, por encima del rendimiento de 6.58% que ofrece el bono soberano con vencimiento de 360 meses (2045) en el mercado secundario.  

Si proyectamos hacia atrás la curva de rendimiento de los bonos de RD, tendríamos que el Gobierno podría liquidar la deuda con los generadores emitiendo un bono a 6 meses con un rendimiento igual o inferior al 2% anual, lo que aliviaría la carga financiera de las EDES y del Gobierno.

El Banco Central periódicamente se financia con letras en pesos con vencimiento de 4.1 a 5.5 meses que ofrecen al tenedor un rendimiento neto de impuestos que oscila entre 5.78% y 6.38%. El Gobierno podría hacer lo mismo. Es mejor un financiamiento en pesos a 3 meses a 5.0% que otro en dólares de igual plazo a 6.8%. Estas son opciones sensatas para enfrentar el problema transitorio de pagar simultáneamente la actual y la futura generación de energía. - 

Por Andrés Dauhajre hijo

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La tarifa eléctrica de junio 2015 se mantendrá sin variación

SANTO DOMINGO,R.D.- El subsidio que destinará al Estado al sector eléctrico en junio será de RD$216.65 millones y la tarifa seguirá sin variación, según informó la Superintendencia de Electricidad (SIE).

Mientras, el FETE acumulado para el primer semestre del año 2015 es de RD$1,378.99 millones, según lo detalla la resolución SIE-026-2015-TF.

La nota de prensa del órgano regulador explica que el Fuel Oil número 6 registró un aumento de 5.88% al pasar de US$45.8550/Bbl a US$48.5524/ Bbl y el Gas Natural disminuyó de US$2.7538/MMBTU a US$2.7536/ MMBTU.

La resolución indica que el Carbón Mineral se mantuvo en US$67.55/ ton. En tanto que la tasa de cambio promedio mensual aumentó de 44.7391 a 44.8331 pesos por dólar.

Por estas variaciones, la tarifa indexada para el mes de junio experimentó un aumento de 1.81% con relación a la del mes de mayo. La tarifa aplicada vigente continúa siendo menor que la tarifa indexada en un 3.85 %.

http://www.diariolibre.com/economia/2015/05/29/i1171491_subsidio-elctrico-ser-rd216-millones-junio.html

CDEEE informa sobre empresas que están fuera de alcance de licitación

Santo domingo,R.D..- El vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) informó ayer que los contratos de la Compañía de Electricidad de San Pedro de Macorís S.A. (CESPM), de Dominican Power Partners, LDC. (DPP) y de las empresas inscritas en el Régimen Especial de Producción de Energía previsto en la ley 57-07, se mantienen fuera del alcance de proceso de licitación de las generadoras que había anunciado esa institución en este año.

Asimismo, la CDEEE informó que con el interés de garantizar los objetivos de la referida licitación, todo contrato de largo plazo para el suministro de electricidad y potencia que se pretenda suscribir con las distribuidoras o con la CDEEE, deberá ser el resultado del ya indicado proceso competitivo de selección, conforme a las previsiones de la normativa.

En ese sentido, explicó que para tal proceso existen las únicas excepciones que se enumeran a continuación: (i) los Productores Independientes de Electricidad (IPP) que mantienen contratos de compraventa de energía vigentes con la antigua Corporación Dominicana de Electricidad, antecesora jurídica de esta CDEEE, acorde con lo dispuesto por el artículo 138 de la Ley No. 125-01.

También (ii) los contratos de compraventa de energía o sus eventuales enmiendas que sean suscritos con productores de electricidad a partir de fuentes renovables, en base al párrafo I del artículo 65 del decreto No. 202-08, de fecha 27 de mayo de 2008 que instituye el reglamento de aplicación de la Ley No. 57-07 de fecha 7 de mayo de 2007, sobre incentivo al desarrollo de fuentes renovables de energía y de sus regímenes especiales. Igualmente, (iii) los productores de electricidad con contratos de suministro que a la fecha se encuentren en etapa de inicio de ejecución y desarrollo de los trabajos, debiendo acreditar al efecto, la obtención total de los financiamientos requeridos, así como todas las autorizaciones y permisos establecidos por la Ley No. 125-01 y su reglamentación complementaria, en especial, su concesión definitiva para explotar la actividad de generación en la República Dominicana, emitida por las instituciones del subsector eléctrico.

Reacción de la ADIE

En relación al tema, el vicepresidente ejecutivo de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), Milton Morrison, había advertido como un elemento preocupante que el Gobierno no haya llamado a licitación para renovar los contratos con las empresas generadoras de energía, los cuales vencen en el 2016.

Entrevistado por el periodista Federico Méndez, en el programa “Esferas de Poder”, que se transmite los domingos de 5:00 a 6:00 de la tarde, por Santo Domingo TV, afirmó que en menos de un año vencen los contratos que existen con una parte de las empresas generadoras de energía.

Citó entre éstas las empresas de Generación Eléctrica de Haina (EGE-Haina), Aes Dominicana, la Compañía de Electricidad de San Pedro de Macorís (CESPM) y Palamara-La Vega, cuyos contratos concluyen a más tardar en junio de 2016.

“Eso es un elemento que preocupa, porque al final uno dice: ¿Qué va a pasar en el sector eléctrico?, en términos de las garantías para poder producir esa energía que la demanda nacional requiere si tú no tienes contrato con las empresas como tal”, agregó.

El presidente ejecutivo de la ADIE puntualizó que hay una cantidad importante de empresas a las que se les han vencido esos contratos y la Ley General de Electricidad establece, en su artículo 110, que las distribuidoras deben hacer licitaciones para contratar esa energía faltante.

http://www.diariolibre.com/economia/2015/06/01/i1173771_cdeee-informa-sobre-empresas-que-estn-fuera-alcance-licitacin.html

EdeEste compra energía a mejor precio y da más apagones durante 2014

EdeEste dejó de entregar a sus clientes 1,089.31 gigavatios hora, un 21% de la demanda total, equivalente a un promedio de cinco horas de apagones por día.

POR JAIRON SEVERINO

27 mayo, 2015

La Empresa Distribuidora de Electricidad del Este (EdeEste) es líder en ofrecer apagones a sus usuarios, según sustenta el Informe de Desempeño del Sector Eléctrico publicado por la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE).

Los datos hablan por sí solos. Edeeste ofreció 1,825 horas de apagones durante 2014, equivalentes a 76 días en todo el año, un 40.6% del total de cortes que dieron las empresas distribuidoras (Edes). ¿Qué significa esto? Que los clientes de esta compañía recibieron energía 80.2% en el año.

Nadie supera a EdeEste en apagones. La que más cerca quedó el año pasado fue Edenorte, que le dio 1,387 horas de apagones a sus clientes, equivalentes a 57.8 días, un 30.9% del total de cortes del sistema. Edesur, al parecer la más eficiente de las distribuidoras, pero también con clientes de alto consumo, entregó 1,277.5 horas sin servicios a sus clientes durante el año pasado, para un total de 53.2 días o un 28.5% de los apagones.

Si se suman los días que de manera particular entregaron las Edes en apagones durante 2014, el total llega a 187, lo que establece que hay serias debilidades en el suministro de electricidad en los tres casos. Los sistemas aislados, que no reciben subsidio del Estado, son los únicos que no tienen reportes de cortes significativos, ya que todos los circuitos bajo este formato son 24 horas.

Según el reporte del sector eléctrico, EdeEste dejó de entregar a sus clientes 1,089.31 gigavatios hora, un 21% de la demanda total, equivalente a un promedio de cinco horas de apagones por día.

En cuanto a Edenorte, el informe establece que no entregó 703 gigavatios hora en 2014, 16% de la demanda total, para un total de 3.8 horas de cortes por día. Edesur, que dejó de entregar 759.7 gigas hora, dejó de suministrar el 14% de la necesidad de energía de su zona. Aunque el total es mayor, la relación relativa es menor porque la demanda es mayor en su área de concesión.

Análisis matemático
Desde el punto de vista matemático, EdeEste es la empresa con el mejor precio de compra y con el segundo para la venta, lo que significa que sus márgenes de beneficios están entre los mejores.

El precio medio de compra del kilovatio de energía durante 2014 fue de 13.33 centavos de dólar, mientras que el de venta fue de 18.12 centavos, lo que establece una no correspondencia entre la cantidad de horas de apagones que dio y las ventajas que tiene frente a las demás distribuidoras en cuanto a los costos por compra de energía.

De acuerdo con la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), en 2014 hubo energía disponible suficiente y pérdidas por encima del 32%. La entidad también destaca el retraso en la publicación del informe sobre el desempeño del sector.

El año pasado la demanda de energía abastecida fue de 13,465.46 gigavatios hora de acuerdo, según a los datos del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC). Las fuentes de generación fueron: viento (1.8%), agua, (9.4%), carbón (16.3%), gas natural (30.1%) y 14,300 gigavatios, la cual se abasteció con cinco fuentes primarias de energía: viento (1.7%), agua, (8.8%), carbón (15.4%), gas natural (29.4%) y fuel 2 y 6 (44.7%).

Según la ADIE, con esos 13,465 gigavatios-hora se cubrió la demanda solicitada por las distribuidoras y usuarios no regulados (UNR), que son los que pueden comprar electricidad a otro suministrador que no sea una distribuidora.

De acuerdo al informe, el mayor pico de demanda de energía a los generadores se produjo en octubre, donde se abastecieron 1,293.2 gigavatios hora. “Hay que recordar que las generadoras sirven la energía que demandan las distribuidoras, ni más ni menos”, afirma la ADIE en su reporte.

Edesur con mayor demanda
Los datos establecen que Edesur fue la distribuidora que más gigavatios recibió: 4,499 en todo el año, mientras que EdeEste recibió 4,120 y Edenorte, 3,786.

“Este abastecimiento no satisfizo la demanda real puesto que las Edes hubieran necesitado comprar 2,552 gigavatios más para no provocar apagones”, señala la ADIE.

Las empresas generadoras identifican también a Edeeste como la empresa que más apagones produjo al dejar de comprar 1,089 gigavatios, frente a los 703 de Edenorte y los 759 de Edesur. Según el cálculo, esta energía no suministrada representó 21% de horas promedio diarias de apagones para los clientes de Edeeste, 16% de horas promedio diarias de apagones para los clientes de Edenorte y 14% para los clientes de Edesur.

MÁRGENES
En cuanto al precio promedio al que las distribuidoras adquirieron la energía que sirvieron, la ADIE señala que fue de 16.37 centavos de dólar por kilovatio hora, mientras que lo facturaron a un precio promedio de18.51, resultando del ejercicio un margen de venta de 2.14 por cada kilovatio hora.

Las pérdidas promedio de las que informa la CDEEE quedaron en 32.1%.

“En diciembre de 2012 estaban en 35.5% y en diciembre de 2013, en 33.1%”, indica.

Con respecto a la deuda, durante el segundo semestre del pasado año fue creciendo hasta marcar un histórico en noviembre, superando los US$1,000 millones. Cerró diciembre con unos US$780, también de las más altas de la historia, y se registra curiosamente cuando las facturas por energía vendida fueron bajando sustancialmente.

http://www.eldinero.com.do/12858/edeeste-compra-energia-a-mejor-precio-y-da-mas-apagones/

Generadores explican precios de energía en el mercado

SANTO DOMINGO, R. D.-  La Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE) puntualizó que el precio medio a que las empresas distribuidoras compran la energía a las plantas generadoras resulta en la actualidad “mucho más barato” que el precio promedio de venta al consumidor final.

Citando el informe de desempeño que elabora y publica en su portal la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), correspondiente a marzo de 2015, la ADIE señaló que el precio medio de compra fue de 12.5 centavos de dólar, mientras que el precio de venta a los clientes fue de 17.5 centavos de dólar, lo que refleja “un Valor Agregado de Distribución (VAD)” o margen de ganancia de 5.0 centavos de dólar, a favor de las Edes.

El detalle, el informe de la CDEEE expone la Empresa de Distribución del Norte (EdeNorte) compró la energía a 13.6 USCents/kWh en promedio, mientras que la vendió a 16.9 USCents/kWh.
En el caso de EdeSur, “se compró la energía a 13.3 USCents/kWh y se vendió a los consumidores a 18.3 USCents/kWh”, mientras que EdeEste “fue la empresa que más barato obtuvo la energía”, a un precio de 10.8 USCents/kWh y la hizo llegar a los clientes a 17 USCents/kWh.

En un comunicado de prensa, donde se incluye un gráfico con las estadísticas oficiales, la ADIE informó que ofrece estos datos “para evitar confusiones cuando se informa que la energía se está comprando actualmente a un precio promedio de 18” centavos de dólar.

La entidad que agrupa al sector privado de la generación agrega que “la reducción de los precios del petróleo ha permitido que las empresas generadores de electricidad transfieran la rebaja en sus costos de producción al precio que le venden a las distribuidoras”, lo que hasta la fecha no ha ocurrido.

http://acento.com.do/2015/economia/8253166-generadores-explican-precios-de-energia-en-el-mercado/

Pide unidad para defender plantas de carbón cumplan rol

SANTO DOMINGO,R.D.- El vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Rubén Jiménez Bichara, llamó a una unidad para defender que las plantas de carbón Punta Catalina cumplan el rol para el cual están siendo construidas. Instó a las personas a conocer el proyecto.

Resaltó que se estima que el país se ahorrará US$400 millones al año cuando comiencen a operar estas plantas para octubre de 2017. Indicó que las plantas de carbón son el inicio de la solución definitiva al sistema eléctrico, y permitirán que la población tenga energía suficiente y a buen precio. Recordó que actualmente el sistema cuesta RD$3,200 por minuto, por lo que el déficit que crea debe acabar.

Jiménez Bichara reveló que ya está abierta una licitación internacional para la compra de carbón mineral destinado a la central termoeléctrica, para suplir 80 mil toneladas métricas cada 20 días. También se abrirán otros cuatro procesos, los cuales tendrán la misma transparencia que para las plantas.

El vicepresidente ejecutivo de la CDEEE habló durante un encuentro con periodistas donde detalló los avances de la construcción de la obra, además de hacer un recuento de todo el proceso llevado a cabo para iniciar las mismas. Destacó la transparencia con que se ha estado desarrollando desde el principio y todas las empresas internacionales que han avalado el proyecto.

Expuso que el cronograma de trabajo va de acuerdo a lo planeado en más de un 97%. Precisó que la inversión prevista originalmente para la construcción de las dos plantas es de US$1,945 millones y ya se dispone del financiamiento. Hasta el momento se han invertido US$600 millones.

La planta termoeléctrica de carbón tendrá una capacidad de 720 megavatios, compuesta por dos unidades de 360 MW cada una.

Jiménez Bichara resaltó que todavía hay sectores que se manifiestan en contra de las plantas, sin tener razón, pues en primer lugar las emisiones de dióxido de carbono serán de 400 toneladas métricas, cuando está permitido en el país hasta 2,000 toneladas. Y sobre porque no se hizo una inversión en gas natural, aclaró que todavía no hay seguridad en el suministro del mismo ni para el país, ni para Puerto Rico ni Centroamérica.

Detalló que ya se finalizó el montaje de las oficinas industriales de apoyo, el taller eléctrico y “Pipe Shop”.

Se espera que en junio lleguen las estructuras metálicas de las calderas, así como las tuberías de hormigón para toma y descarga de agua, en julio llega el almacén y en diciembre se espera la llegada de la primera parte de las turbinas.

http://hoy.com.do/pide-unidad-para-defender-plantas-de-carbon-cumplan-rol/

Plantas a carbón bajarán costos de generación en al menos 28%

Santo Domingo,R.D.- Las plantas a carbón mineral que el Gobierno construye en Punta Catalina, Peravia, con una capacidad instalada de 720 megavatios, conllevan una inversión total de US$2,041 millones, de cuyo monto, el presidente Danilo Medina logró un descuento cercano al 5%, por lo que el costo no podría exceder los US$1,945 millones.

Así lo aclaró el vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Rubén Jiménez Bichara, quien adelantó que ya están identificados todos los financiamientos para
construir la obra que estará lista en octubre de 2017.

El funcionario dijo que hasta ahora el Gobierno ha invertido US$600 millones de recursos propios, mientras que ya el Congreso Nacional aprobó un crédito del consorcio brasileño BNDES por US$656 millones, pagadero a un plazo de 15.5 años, 3.5 años de gracia y una tasa de interés de 5% anual.

Otra partida de US$550 millones ya fue firmada por el Ministerio de Hacienda con un pool de bancos de Italia del consorcio SACE, el cual será sometido próximamente al Congreso Nacional. Las condiciones de este crédito son a 15 años, con una tasa de interés de 5.7% anual y una gracia de los primeros tres años antes de iniciar la amortización.

En forma adicional, el Gobierno aportará otros US$235 millones que buscarán de “múltiples alternativas”, informó el funcionario durante una presentación a los medios de comunicación en el restaurante El Lago de esta capital.

Jiménez Bichara explicó que la tasa de retorno de esa inversión es segura, al tiempo que garantizará una reducción de los costos de producción de las distribuidoras Edenorte, Edesur y EdeEste.

Puso de ejemplo que en el peor de los casos, asumiendo un precio del carbón mineral de US$107 la tonelada (actualmente está en US$70), las plantas podrán producir energía a 9.8 centavos de dólar el kilovatio/hora, muy por debajo de los 18.1 centavos a como compran las distribuidoras en la actualidad.

Pero además, con las plantas en operación el precio promedio de compra de las distribuidoras para los primero 2,000 megavatios, que es prácticamente el consumo promedio del país, bajará de 18.1 centavos a 13 centavos de dólar el Kw/h.

Lo anterior indica que los costos de generación de electricidad con la entrada de esta nueva unidad bajarán en por lo menos un 28%, en condiciones normales, e incluso, con precios del carbón mineral en un 30% mayores a los actuales.

EL PRESIDENTE REGATEÓ
Bichara explicó que cuando se declaró al consorcio ganador de la licitación para la construcción de las dos unidades de generación de 360 megavatios cada una fue por un monto global de US$2,041 millones.
Entonces, fueron donde el presidente Danilo Medina para proceder a firmar el contrato, pero el mandatario de inmediato pidió rebaja. “El Presidente pidió que le bajaran 300 millones de dólares”, agregó Jiménez Bichara.

Sin embargo, esa reducción no era posible, a lo que el mandatario presionó diciendo que sólo firmaría el contrato su el consorcio ganador le bajaba un 5%, lo cual fue posible y por eso el proyecto fue valorado en US$1,945 millones, aunque todos los financiamientos y los cálculos originales se hacen con base en US$2,041 millones.

“En realidad, el presidente Medina logró un ahorro de casi 100 millones de dólares”, manifestó el titular de la CDEEE durante su presentación.

Las plantas a carbón mineral tienen una capacidad bruta de 720 megavatios, pero su producción efectiva será por el orden de los 674 megavatios.

“Estas plantas de carbón mineral tendrán un muelle con correas para trasladar el carbón que estarán cerradas, además de que el almacén del carbón también será techado y tendrá filtros para las cenizas, lo cual reducirá considerablemente los efectos sobre el medio ambiente”, expresó el funcionario.

Agregó que, además, la entrada de esas plantas desplazará a otras que operan en la actualidad que son mucho más contaminantes, “por lo que no entendemos los pronunciamientos distorsionantes en este aspecto”.

http://www.eldinero.com.do/12832/las-plantas-a-carbon-bajaran-costos-de-generacion-en-al-menos-28/

Planta de carbón en R.D. costará más de US$3,000 millones

SANTO DOMINGO,R. D.- El ingeniero civil Bernardo Castellanos, especialista en proyectos hidroeléctricos, calificó como “un costo virtual no real” la cifra de US$1,945 millones que ofrece el vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Rubén Jiménez Bichara, cuando se refiere al costo del proyecto de la planta de carbón de Punta Catalina.

Castellanos asegura que el costo del proyecto superará los US$3,000 millones, en caso de que su construcción se desarrolle sin ningún retraso y que podría dispararse aún más si ocurren algunos inconvenientes, como reclamaciones de parte de contratistas.

El martes Jiménez Bichara promovió entre un grupo de periodistas la idea de que el propio Danilo Medina gestionó una rebaja de US$300 millones antes de firmar el contrato para la construcción de la planta y que logró “tumbar” US$100 millones, para dejarlo en US$1,945 millones, aunque la licitación se hizo por US$2,041 millones.

Castellanos asegura que la cifra que promueve Bichara Jiménez deja fuera el costo de la línea de transmisión que va a dar salida a la energía que se genere en Punta Catalina, así como el escalamiento de precios durante todo el proceso de construcción, fabricación, instalación, pruebas y puesta en marcha.

“Ese escalamiento de costos está en el contrato firmado”, apunta. “Tampoco incluye todos los costos asociados al proceso de licitación, CDEEE, abogados, financistas, etc., y el costo del diseño del proyecto a cargo de Stanley, el costo del estudio de impacto ambiental a cargo de Golder.”

Sostiene además que los US$1,945 tampoco incluye los costos de supervisión que cobra Stanley y que, desde su punto de vista rondan los US$30 millones, ni “los costos de supervisión asociados a la estructura de supervisión que posee la CDEEE y empresas especializadas que se están contratando para inspecciones en fábrica de los equipos que se están fabricando”.

“Tampoco incluye los intereses del financiamiento durante la construcción que es el monto de intereses que no pueden ser pagados con la producción de energía, pues la planta no está en operación”, añade Castellanos.

Destaca además el pago del seguro de los financiamientos que cubre “el riesgo país” y las comisiones que poseen los financiamientos asociados a comisión de compromiso.

“Cuando sumas todos los costos anteriores, si no hay retrasos en la obra, el costo del proyecto se sitúa en el orden de los US$3,000 millones”, resalta.

“El costo anterior es asumiendo que no haya reclamaciones del contratista por atrasos en los pagos, según el cronograma de pagos establecidos en el contrato, ni reclamaciones. Si hay reclamaciones, el costo puede dispararse aun más.”

http://www.7dias.com.do/economia/2015/05/27/i189349_bernardo-castellanos-dice-planta-carbon-costara-mas-us3-000-millones.html#.VWc8GM9_Oko

El Pacto Eléctrico sería firmado a finales de agosto 2015

Santo Domingo,R.D..- El Consejo Económico y Social (CES) solicitará prorrogar hasta finales de agosto de este año la firma del Pacto Eléctrico prevista para el mes de julio, ante la extensión del período de consultas, en las que recibieron alrededor de 1,105 propuestas.

Iraima Capriles, directora del CES, informó a EL DÍA que la firma consultora contratada amplió el plazo de entrega del documento de consolidación de las propuestas hasta el 15 de junio, por eso el Comité Técnico de Apoyo pedirá al Comité de Coordinación del Pacto abrir las Mesas de Trabajo (que debatirán las propuestas), el día 22 del próximo mes.

“Los debates durarán un mes.

Entonces la cuarta fase, donde se hará la concreción de las propuestas consensuadas, comenzaría el 27 de julio, y la firma del Pacto será a partir del 31 de agosto”, dijo en una entrevista telefónica.

Muchas propuestas

Iraima Capriles detalló que recibieron 1,105 propuestas, que están siendo analizadas y consolidadas.

De esa cantidad, 292 corresponden al tema de generación, 233 al marco regulatorio, 73 a transmisión, 132 a distribución, 133 a consumidores-usuarios, y 25 indeterminadas.

“Pienso que tenemos todas las posibilidades de llegar a un pacto, que en el período de 2015 a 2030, permitirá que las situaciones que han impedido el desarrollo del sector, se resuelvan”, apuntó.

Asimismo, negó que exista un pacto pre-fabricado como han dicho algunos.

http://eldia.com.do/el-pacto-electrico-seria-firmado-a-finales-de-agosto/