EDES comprarán energía en mercado spot por lo menos hasta diciembre de este año”

SANTO DOMINGO,R.D.- El vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Rubén Jiménez Bichara, informó este lunes que las distribuidoras de electricidad (EDE) seguirán comprando energía en el mercado spot por lo menos hasta diciembre de este año.

El funcionario expresó que será a partir de 2017 cuando se iniciará el proceso de compra por medio de licitaciones. “Económicamente estamos bien en la forma en que estamos comprando la energía en el mercado spot”, sostuvo Jiménez Bichara.

Ante la pregunta sobre la petición de los generadores para que las EDE les compren por contratos con licitación y no en el spot, Jiménez Bichara respondió: “Si yo fuera generador también pidiera eso”.

El titular de la CDEEE aclaró que los costos de compra de energía para las EDE se han reducido en más de un 30%, por lo que gracias a esta reducción y a la finalización de los Acuerdos de Madrid, por primera vez en más de una década, las EDE registran un resultado positivo entre el precio de compra y venta.

Este año las EDE están mostrando números azules en precio de compra frente al precio de venta. Jiménez Bichara habló durante un encuentro con la prensa en el Hotel El Embajador.

El fin de los acuerdos llega en un momento en que se negocia el Pacto Eléctrico, mientras la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) lidera la construcción de las plantas a carbón de Punta Catalina, proyecto que promete holgura en el proceso de negociación de nuevos contratos y en el mercado spot.

En términos absolutos el precio del kilovatio hora de electricidad bajó seis centavos de dólar entre noviembre de 2014, cuando promedió los 16 centavos de dólar, y febrero de este año cuando se colocó en diez centavos (37.5%).

Sin embargo, esta caída en el precio de compra de energía para las distribuidoras no se ha reflejado en una mejora significativa de la eficiencia, por lo menos por vía del ahorro que significa comprar más barato la electricidad que se sirve a los usuarios con una tarifa que no ha variado.

El mercado spot, que incentiva la competencia y sería más efectivo si la Superintendencia de Electricidad (SIE) jugara un papel más protagónico e institucional, cayó de 16 centavos en noviembre de 2014 a 8.6 centavos de dólar a mayo de este año, una reducción absoluta de 7.4 centavos, equivalentes a un 46.3%.

A pesar del panorama favorable, las distribuidoras de electricidad mantienen niveles de pérdidas muy altos, ubicados en un 29%, según datos de la CDEEE y el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC-SENI).

Informes del sector eléctrico establecen que el ahorro que han tenido las distribuidoras por concepto de la disminución del precio del barril del petróleo es de tal magnitud, que hace año y medio su factura anual rondaba los US$2,200 millones, y en la actualidad está alrededor de US$1,600 millones, una reducción absoluta de US$600 millones, igual a 27.3%.

http://www.eldinero.com.do/27259/jimenez-bichara-distribuidoras-compraran-energia-en-mercado-spot-por-lo-menos-hasta-diciembre-de-este-ano/

EVOLUCION DE LA CANTIDAD DE EMPLEADOS EN EL SECTOR ELECTRICO DOMINICANO

Santo DOMINGO,R.D.-. Los “apagones” y las “pérdidas y robo” son los dos problemas muy asociados al sector eléctrico. Pero igual salen a flote el incumplimiento de la Ley de Electricidad y la intervención de la política partidista que bloquea las soluciones de largo plazo.

En el informe titulado “El futuro del sector Eléctrico Dominicano”, realizado por Economist Intelligence Unit, por encargo de la Fundación Global, se observa que la Ley General de Electricidad ordena la aplicación de una “tarifa técnica” que refleje los costos reales de generación, transmisión, distribución y comercialización. Esa tarifa no se ha aplicado nunca, siendo sustituida por una “tarifa aplicada”, que ha mantenido a Edenorte, Edesur y Edeeste en una interminable quiebra financiera, sosteniéndose sus operaciones con el oxígeno del subsidio estatal, y con tandas constantes de apagones.

Desde el 31 julio, fecha en que finalizaron los contratos de los Acuerdos de Madrid (AdM), según actores del sector, se abrió otra fuente de inquietud sobre el cumplimiento de la Ley. En junio de 2015, Rubén Bichara, vicepresidente ejecutivo de la Corporación de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), informó sobre la juramentación de un comité que se encargaría de realizar las licitaciones de los contratos de largo sobre compra y venta de energía por parte de las empresas distribuidoras.

El primero de agosto, en un comunicado de prensa Bichara informó que las bases para la licitación de esos nuevos contratos están en su fase final. Sin embargo, ha pasado más de un año desde la creación del comité, sin presentarse los resultados.

Por esto, el 3 agosto pasado, la Asociación Dominicana de Industrias Eléctricas (ADIE), que agrupa a los generadores privados, le recuerda al Gobierno que “cumpla el artículo 110 de la Ley General de Electricidad” que establece que las ventas de electricidad de las generadoras deben basarse en un contrato de largo plazo que resulte de una licitación competitiva.

En ausencia de licitación, y según se fueron venciendo los contratos del AdM, las EDE comenzaron a comprar la energía en el mercado “spot”. Es un mercado que “está expuesto a la volatilidad de los precios de los combustibles, por lo que es muy riesgoso quedarse en 100% sin contrato”, explica George Reinoso, ex superintendente de Electricidad, y actual consultor sobre el sector.

Edwin Croes, economista y experto sobre el sector eléctrico, ofrece su opinión sobre el retraso en las licitaciones de los nuevos contratos. “El funcionariado de la CDEEE y las EDE y los del gobierno central se han convencido de que los contratos del Acuerdo de Madrid no debían ser sustituidos por contratos de largo plazo producto de licitaciones competitivas”, dice.

Y desde las teoría de la economía política ofrece su explicación: “El funcionariado eléctrico estatal de países institucionalmente débiles está colocado en una red de incentivos que le inducen a decidir discrecionalmente al ganador de los grandes contratos, permisos y concesiones con el objetivo de arreglar la distribución de rentas y poder político relacionados”.

En el mercado spot, explica, las EDE solo disponen de 21 días antes de que la factura expire y se comiencen a aplicarse cargos por mora. Esta mora incluye la tasa de interés activa promedio semanal de bancos comerciales por cada día de atraso además de un recargo de 18% anual, amplia Croes, autor del libro “El mercado eléctrico dominicano en el siglo XX”.

El “satanizado” Acuerdo de Madrid

Los AdM fueron visto como las fuentes de todos los males, en la gestión de Radhames Segura, en la CDEEE. Sin embargo, según la Secretaría Técnica de la Presidencia, cuyo titular era Temístocles Montás, “la principal causa de la crisis eléctrica se encuentra en el área de la distribución, que controlaba la CDEEE. Este comentario es de un cable de la Embajada de Estados Unidos, según los papeles de Wikileaks. Bernardo Castellano, experto en el sector, destaca que gracias a los AdM, se añadieron al sistema unos 810 Mw de generación eficiente con una inversión total de unos US$800 millones, “la cual fue realizada en su totalidad por el sector privado”.

http://www.diariolibre.com/economia/sector-electrico-entre-perdidas-y-persistente-violacion-a-su-ley-JK4590290

La gran estafa del mercado eléctrico

La factura eléctrica no para de subir, al tiempo que las eléctricas reclaman un ‘déficit de tarifa’ que supera los 24.000 millones de euros. Pero la mayoría de los consumidores, cautivos del oligopolio eléctrico, desconocen los entresijos de un sistema que sirve para trasvasar dinero de la inmensa mayoría de la población a unas pocas manos con gran poder para controlar la legislación que se aplica sobre el sector.

¿Es cara la factura eléctrica?

La factura eléctrica se incrementa mientras los ingresos de muchas familias no son suficientes para pagar un bien básico como es la energía. Un estudio de la Comisión Europea en 2005 cuantificó que el 9% los hogares españoles no eran capaces de mantener condiciones de confort térmico [1]. En 2011 se estimaba que al menos 50 millones de personas en Europa sufrían de pobreza energética, con un alto riesgo de que dicho número aumente debido a los incrementos en los precios (18% en la factura del gas y 14% en la factura eléctrica de los hogares entre 2005 y 2007) [2]. Se estima que el 16% de las personas en Europa están expuestas al riesgo de pobreza energética, con consecuencias sobre la salud y la economía.

Por otra parte, desde el punto de vista ecológico el precio de la energía en general, y de la electricidad en particular, ha sido siempre muy barato, ya que tiene una serie de costes ocultos que la industria de la energía externaliza hacia la sociedad, como los costes medioambientales, los sociales y de afección a la salud, o los referidos al agotamiento de las fuentes energéticas utilizadas. Por lo tanto, si esos costes se internalizaran en el precio de la energía, las facturas serían mucho más caras.

El problema que se presenta, por lo tanto, se puede resumir en que por una parte nos hemos acostumbrado a pagar la energía por debajo de su coste, y por otra que las desigualdades sociales conllevan la existencia de colectivos que no pueden costear el precio de un bien básico como es la energía.

Estructura del sistema eléctrico

La Ley del Sector Eléctrico de 1997 supuso la liberalización progresiva de actividades, para lo cual se requirió la separación contable de las empresas que monopolizaban el sistema, integrando desde la generación hasta la comercialización de energía eléctrica. Actualmente el mercado está formalmente dividido en actividades de generación, de transporte, de distribución y de comercialización. En generación de electricidad esto ha supuesto la entrada al mercado de muchas empresas e incluso de la capacidad individual de conectar pequeños sistemas a partir, por ejemplo, de energías renovables. Sin embargo, el 80% de la potencia eléctrica instalada en el Estado español sigue estando en manos de las 5 grandes compañías que integran UNESA (Asociación Española de la Industria Eléctrica): Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa, E.ON y EDP Hidrocantábrico.

La red de transporte traslada la electricidad desde los puntos de generación hasta los puntos de consumo, muchas veces a cientos o miles de kilómetros de distancia, en alta y muy alta tensión, y está mayoritariamente en manos de Red Eléctrica de España, empresa con un 20% de capital del Estado, a través de SEPI (Sociedad Estatal de Participaciones Industriales), siendo el 80% restante de libre adquisición.

El suministro de electricidad para el consumo se realiza en alta, media y baja tensión, a través de la red de distribución, formada por centrales de transformación y líneas que llegan a los puntos de consumo, hasta los embarrados de los edificios y los contadores de los hogares, comercios o industrias. De nuevo, las empresas de UNESA son propietarias de la práctica totalidad de la red de distribución, que se reparten geográficamente en forma de monopolios naturales.

Además de esta estructura del flujo físico de la electricidad, existe una estructura administrativa paralela, formada por el mercado eléctrico y las comercializadoras de electricidad. Por comercialización se entiende la compra-venta de electricidad: las empresas comercializadoras compran la electricidad demandada por sus clientes en el mercado eléctrico, y se la venden a estos. La actividad de comercialización incluye la formalización de los contratos, la facturación o la captación de clientes. Del dinero recaudado, una parte se destina a pagar el precio de la electricidad en el mercado eléctrico y otra parte a costear las actividades de transporte, distribución y otros costes regulados. Es una actividad libre, por lo que cualquier empresa puede desarrollarla, aunque de nuevo las empresas de UNESA controlan la mayoría de los contratos y ostentan el monopolio de las tarifas reguladas (Tarifa de Último Recurso, o TUR, y bono social).

Las empresas de generación y las comercializadoras acuden al mercado eléctrico para fijar el precio de generación en un sistema de subasta marginalista, en el que el precio se fija por pujas competitivas en función de la demanda prevista y de las ofertas de generación para un periodo determinado, como más abajo explicaremos.

¿Qué pagamos por la electricidad?

El coste de la electricidad está dividido en dos grandes bloques. Por un lado el precio de la electricidad en el mercado eléctrico, el llamado “precio de pool”, que varía día a día y hora a hora en el mercado diario, y cada tres meses en la subasta que fija la tarifa de último recurso. Por otro lado están los costes de acceso, que son la suma de todos los costes regulados del sistema.

El coste de generación es muy variable, entre 25 y 75 €/MWh, con la media entre 60 y 65 €/MWh. El precio concreto depende de la demanda prevista y de la oferta que haya de las distintas tecnologías. A partir del año 2005 es en general bastante más alto que en el periodo previo, pero esto no tiene nada que ver con las energías renovables sino más bien con los precios del gas, el carbón y el petróleo (figura 2).

La subasta marginalista funciona de la siguiente manera: las plantas de generación informan para cada hora del día siguiente de la energía eléctrica que pueden ofrecer y el precio que quieren cobrar por ella, y las distintas ofertas se ordenan en función del precio, primero las más baratas y al final las más caras, con algunas excepciones. La energía nuclear entra a precio cero porque las centrales no pueden regular su potencia fácilmente y las paradas y arranques son costosos y lentos, de forma que la energía nuclear operativa entra siempre. El régimen especial (renovables, cogeneración e incineración de residuos) también entra a precio cero porque se considera que son beneficiosas para la sociedad, y de esta forma se garantiza su entrada prioritaria. Luego, ordenadas de menor a mayor precio, entrarían las centrales hidráulicas en régimen ordinario, las de gas en ciclo combinado y por último las térmicas de carbón, que son las más caras.

Mediante un sistema de subasta se ajusta la demanda prevista a la oferta existente, hasta que se llega al equilibrio entre oferta y demanda, y en ese punto se fija el precio de mercado. Ese precio, que corresponde al de la tecnología más cara que se precisa para cubrir la demanda, es el que cobran todas las centrales que han entrado en el sistema, independientemente del precio original con que pujaron. Este hecho tiene como consecuencia que, excepto en las tecnologías más caras, el resto se lleven beneficios extraordinarios, especialmente las más baratas, como son las nucleares o las grandes centrales hidroeléctricas, en su mayoría amortizadas y con costes de operación bajos. Son los conocidos como beneficios caídos del cielo, o windfall profits. También tiene como consecuencia que en momentos puntuales de baja demanda, cuando solo entran centrales nucleares y régimen especial, el precio en el mercado sea 0 €.

Potencia instalada y energía generada

En el año 2011, la potencia instalada en el Estado español era de 106.295 MW, y la generación neta fue de casi 280.000 GWh, de los cuales exportamos más de 6.000 GWh [3]. De la potencia instalada el 66% corresponde al régimen ordinario y el 34% al régimen especial (las tecnologías que reciben primas).

Tenemos un exceso de potencia instalada, ya que las puntas de máxima demanda rara vez superan los 40.000 MW, y hay instalados más de 100.000 MW. Parte de la potencia no está siempre disponible. Pasa con todas las tecnologías, desde las renovables como la solar o la eólica, a las convencionales como la nuclear o la hidráulica. Aún así, la situación es tal que la mayoría de las centrales de gas en ciclo combinado, por un efecto conjunto de la reducción en la demanda causada por la crisis y la instalación de renovables, están operando al mínimo. En 2010 operaron una media de 2.540 horas y 2.030 h el año siguiente, menos de la cuarta parte del año, lo que ha reducido drásticamente sus ingresos y complicado sus planes de amortización. La situación es parecida en las térmicas de carbón, que sin embargo consiguieron que en 2011 se incrementara su utilización gracias al conocido como decreto del carbón que incentivaba la quema de carbón nacional y que ha supuesto un incremento muy notable en las emisiones de CO2 [4].

Otra de las evidencias de este exceso de potencia instalada es el hecho de que en tres ocasiones en los últimos 18 meses la mitad de los reactores nucleares han estado parados simultáneamente, sin que por ello se halla dejado de suministrar la energía demandada, e incluso se haya seguido exportando electricidad sin que el precio de mercado se incremente ni se sufra ningún corte. Por otro lado, cuando la mayoría de los reactores nucleares han estado operativos, en periodos de baja demanda (por las noches), ha habido numerosas ocasiones en que se han tenido que desconectar cientos de megavatios eólicos e incluso parques solares durante el día, dejando de esta manera pasar el viento o caer el sol, sin aprovechar la energía que nos proporcionan de forma limpia y gratuita.

http://www.ecologistasenaccion.org/article2033.html

No privatizar ríos y cuencas hidrográficas en R.D.

SANTIAGO,R.D.- Pensar que en República Dominicana se instaure una ley de privatización para el uso de las aguas nacionales no resultaría aceptable, en opinión del experto en irrigación y drenaje agrícola, Virgilio Guzmán.

Sostiene que cada día, playas importantes, ríos, el nar Caribe y el Océano Atlántico “pertenecen’’ a  hoteles, cadenas turísticas internacionales, y grupos comerciales dominicanos y mixtos y que estos son de aprovechamientos restringidos o de altos costos de utilización y diversión.

“Podríamos imaginar el costo por el uso de los recursos naturales con que cuentan las diferentes provincias del país. El monto del pago de un baño natural en La Confluencia, unión de los ríos Yaque del Norte y Jimenoa, en Jarabacoa; en la Ventana de los ríos Inoa y Amina, en San José de las Matas; en el Balneario Ojo de Agua, Salcedo, Presa de Tavera, Rincón, Monción, Lago Enriquillo, como ejemplos”, mencionó. Afirma que las referencias son muchas, de relevancia económica, familiar y social y que el Estado debe considerar con sumo cuidado lo que podría representar para la población que se atente con el derecho inalienable a disfrutar de los recursos que nos regala la naturaleza, como el agua que fluye de los afluentes hídricos.

A finales del año pasado, el ingeniero Silvio Durán, director de la Corporación del Acueducto y Alcantarillado de Santiago, rechazó cualquier iniciativa tendente a privatizar el agua potable.

El funcionario había expresado que la privatización del servicio de agua potable representaría un incremento de un 35% en su tarifa.

Insistió que bajo ningún concepto está de acuerdo con la privatización de la venta del producto acuífero y justificó su posición explicando que “ello implicaría un aumento de ese preciado líquido, costos que la población no está en condiciones de pagar”. Dijo que a su entender hay quienes propugnan por privatizar el agua.

MANEJO RACIONAL
Guzmán, ingeniero, experto en irrigación y drenaje agrícola, considera que no se debe prohibir una inversión privada que favorezca el Manejo Racional del Agua en el país, siempre que se cumpla con las leyes, reglamentos y normas constitucionales e institucionales que rigen el manejo de los recursos naturales, como el agua.

Se necesita ya, de una Ley de Planificación del uso de nuestros Recursos Naturales: Agua, suelos y arbóles.

http://www.listindiario.com/economia/2016/08/08/430317/experto-pide-no-privatizar-rios-y-cuencas-hidrograficas

¿Qué sabemos de la huella ecológica?

Es un indicador estadística que mide el impacto que tiene un cierto modo de vida sobre el medio ambiente. En este indicador se tienen en cuenta la cantidad de recursos consumidos por los hábitos y acciones de un individuo, o de unidades sociales más grandes (un pueblo, una ciudad o incluso un país entero).

Su utilidad radica en que es muy interesante utilizarlo para comparar el impacto que cada una de nuestras actividades y hábitos tiene sobre el planeta, y podemos también saber cómo reducir esta huella ecológica aumentando o reduciendo hábitos beneficiosos o perjudiciales para el planeta. En algunos casos, sobre todo a nivel social, la medición precisa de este indicador se puede tornar compleja, cuando no imposible. Por eso es que es interesante tener al menos una noción del impacto positivo o negativo que generamos en nuestro entorno.

La unidad de medida que toma este indicador es el planeta, como el número 1. Luego, si nuestra huella ecológica es de, por ejemplo, 2, eso quiere decir que necesitaríamos los recursos de 2 planetas Tierra completos para sostener el modo de vida de la población si todos los habitantes del planeta fueran como nosotros.

Esto quiere decir, básicamente, que lo ideal es que este indicador se acerque lo más posible a cero. Mientras más alto el indicador, esto quiere decir que los recursos del planeta son cada vez menos suficientes para soportar el peso de nuestros hábitos.

Algunos de los hábitos y acciones medidos por los distintos indicadores de huella ecológica son:

TRANSPORTE: mientras más se usa la locomoción individual que utilice combustibles fósiles (automóvil) mayor es el indicador. El mismo disminuye por el uso de transporte público (compartido), o de locomoción propia (a pie o en bicicleta). Los aviones merecen un ítem aparte, ya que son muy ineficientes en cuanto a su gasto de recursos. Mientras más vuela una persona, mayor será su huella ecológica.

GASTO DE AGUA: las actividades tendientes al uso y cuidado del agua tienen un impacto importante en la huella ecológica. La instalación de dispositivos que ahorren agua en grifos, duchas e inodoros disminuye este impacto, además de las costumbres a la hora de bañarnos y lavar los platos.

ALIMENTACIÓN: el consumo de productos de origen animal tiene el mayor impacto sobre el medio ambiente, en términos de la ineficiencia en el uso de recursos de tierra y agua (gastar recursos para alimentar animales para luego alimentar humanos no es sustentable). Una dieta vegetariana o vegana tiene un gran impacto en la disminución el índice de huella ecológica. Además, el hecho de consumir alimentos de producción local y lo más frescos posibles también tiene un impacto positivo, en contraposición de los productos industrializados, que generan grandes cantidades de residuos en su proceso y embalaje, además de requerir transporte.

RESIDUOS: la utilización de productos provenientes del reciclaje, así como la separación de residuos, su reutilización y reciclado, tienen un impacto importante en la huella ecológica. Para reducir este índice, debemos adoptar conductas tendientes a disminuir la cantidad de residuos que generamos.

ENERGÍA: así como en el caso del agua, existen muchos hábitos tendientes al ahorro de energía. La utilización de mecanismos eficientes de calefacción, calefacción solar, aislamiento térmico natural, fuentes renovables de energía, ahorro del gasto innecesario de electricidad, disminución en el consumo de fuentes no renovables de energía (petróleo y gas) son hábitos que pueden reducir nuestra huella ecológica.

Los invitamos entonces a investigar este tema en profundidad para que puedan descubrir por ustedes mismos cuál es el impacto que sus decisiones tienen sobre el planeta. Si notan que el indicador de huella ecológica de es superior a 1, entonces es evidente que hay mucho camino por recorrer para dejar de contribuir a la erradicación de los recursos del planeta. Para tener un punto de referencia, un estilo de vida normal de ciudad latinoamericana debería llevar a una huella ecológica individual de entre 1,5 y 3, lo cual nos demuestra que como sociedad estamos todavía MUY LEJOS de la sustentabilidad, pero el cambio siempre empieza, progresivamente, por uno.

Tal vez la mejor en los hábitos alimenticios y de ahorro de agua y energía sea lo que tengamos más a mano para realizar un cambio palpable en nuestra huella ecológica (ya que a nivel de transporte y residuos, por ejemplos, hay problemas de infraestructura generales que hacen que los individuos muchas veces no puedan optar por vías más sostenibles que las disponibles en países como el nuestro, muchas veces las únicas que existen).

Les dejamos un link para que puedan hacer un cálculo sencillo de su huella ecológica a nivel global, con preguntas sencillas en cada uno de los campos planteados. Luego, si el tema les interesa, pueden buscar tomar tests más complejos con información más precisa en otros sitios existentes (muchos de los mejores, lamentablemente, únicamente están disponibles en inglés).

Quique Fontán Balestra

http://www.estrucplan.com.ar/secciones/noticias/VerNoticia.asp?IDNoticia=11262

La UERS, sin serlo, lo más parecido a un Ministerio en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- La Unidad de Electrificación Rural y Suburbana (UERS) es la institución que, sin serlo, es lo más parecido a un Ministerio, con la salvedad de que posee un consejo directivo de cinco miembros, de los cuales cuatro reciben un salario de RD$150,000 y su presidente un monto de RD$175,000, lo que al año significan RD$10,075,000, sin agregar los demás beneficios colaterales.

La directora general, Thelma Eusebio, que vendría a ser la ministra, tiene un salario mensual de RD$250,000, lo que al año, agregando el sueldo 13, suman RD$3.2 millones, equivalente al ingreso del funcionario que preside cualquier Ministerio. Por supuesto, en este cálculo no se incluyen vehículo, combustible, teléfono, viáticos, choferes y otros beneficios.

La UERS, que existe mediante el Decreto 16-06, sustentado en al Artículo 138, Párrafo II, de la Ley General de Electricidad 125-01, tiene como misión promover, discutir y someter a la consideración del vicepresidente ejecutivo de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), y cuando el caso lo amerite a la de su Consejo de Administración, los programas de electrificación para las zonas rurales y suburbanas que estén pobladas por familias de escasos recursos económicos y cualquier otro asunto que sea de su competencia.

Aunque su justificación legal indica que es una unidad ejecutora dentro de la CDEEE, su organigrama establece todo lo contrario, pareciéndose más a una institución que opera por separado.

Tiene 18 gerencias (Legal, de Auditoría Interna, Presupuesto, Financiera, Compras, Recursos Humanos, Administración, Tecnología e Información, Logística, Socioeconómica, Planificación, Diseño y Presupuesto, Construcción, Control de Proyectos, Zonales, Energía Eólica, Energía Fotovoltaica y de Microhidroeléctrica), así como cinco direcciones: de Relaciones Públicas, Auditoría Interna, Financiera, Administrativa, Ingeniería de Proyectos, Construcción, Mantenimiento y Operaciones y, por último, de Energía Alternativa.

Personería jurídica de UERS

El Decreto que le da vida jurídica establece que la UERS goza de autonomía para la ejecución de sus actos administrativos y además tendrá una contabilidad separada de la CDEEE, pero estará obligada a informarle a ésta todo lo relativo a sus actividades mediante la presentación de informes mensuales y anuales, contentivos de sus actividades, informes sobre planes y programas de trabajo, así como otros informes de tipo administrativo sobre el resultado de gestión.

La UERS tiene 494 empleados. Lo primero que se ve en un análisis simple de la nómina es que no existe un criterio uniforme para la fijación de salarios por categoría de puesto. Dos secretarias calificadas como IV reciben sueldos diferentes, mientras que la diferencia entre un chofer I y III son RD$134.

Sin embargo, los que son categoría II aparecen en nómina con RD$14,786, con excepción de otro, que también es II, cuyo salario mensual es de RD$28,000. En la búsqueda se halló un chofer IV que recibe RD$18,251, pero también hay más ubicados en la clasificación II con salarios entre RD$18,251 y RD$20,000.

De acuerdo con la nómina de junio de este año, el monto desembolsado sólo para salarios fue de RD$16.7 millones, lo que establece que el peso, sólo por este concepto, será de RD$216.8 millones durante 2016, excluyendo los beneficios extras de los funcionarios medios y altos, tales como vehículo, combustible, flotas telefónicas abiertas y seguro médico privado, entre otros.

La Dirección General cuenta con dos secretarias ejecutivas categoría VI, pero en los salarios hay una que recibe RD$40,000 y la otra RD$50,000, aun siendo de la misma categoría. Entre las áreas con mayor número de empleados están: Zona Norte (30), Gerencia Sur (28), Nordeste (28), Seguridad (26), Este (22), Socioeconómico (22), Diseño y Presupuesto (29), Servicios Generales (29), Operaciones (21), Financiero (17), Energía Fotovoltaica (16), Microhidroeléctrica (14), Comunicación y Relaciones Públicas, que son dos separadas, (12), Archivo (10) y Recursos Humanos (10).

La incongruencia salarial está presente en prácticamente todas áreas. Sin embargo, en Servicios Generales se dan algunas que resultan especiales. El supervisor de este departamento tiene un salario de RD$20,000, pero hay un camarero que también recibe ese mismo salario, mientras que otro sólo aparece con RD$16,000. En Seguridad Social hay dos encargados, cada uno con RD$50,000, lo que establece una duplicidad.

Por igual, el encargado del taller de Transportación, con RD$50,000, también gana igual que el encargado del Departamento al que pertenece esta área.

La UERS cuenta con tres médicos consultados, con RD$28,000 cada uno, y otro con igual categoría pero con un salario de RD$22,400, así como una enfermera con RD$23,000.

En estos momentos la UERS tiene levantadas 116 microcentrales hidroeléctricas, cuyo costo unitario está entre RD$60 millones y RD$70 millones, dependiendo de la cantidad de kilovatios que deba proporcionar a las comunidades.

A la fecha la entidad ha construido 37 en todo el país, mientras que 60 están en ejecución en La Vega, San José de Ocoa, Santiago Rodríguez, Pedernales, Puerto Plata, Monte Plata y otras áreas.
En las 37 microcentrales se invirtieron alrededor de RD$400 millones, lo que establece un promedio de RD$10 millones por unidad, muy lejos del promedio de entre RD$60 millones y RD$70 millones en que estiman las proyectadas.

La directora general de la UERS

Thelma Eusebio dice no estar preocupada por la existencia de la UERS, sino que lo único que hace es defender el derecho que tienen los dominicanos de los campos de recibir electricidad.

“No creo que haya alguien en particular detrás de que la UERS desaparezca, sino que las propuestas que se hacen con una conceptualización diferente, con políticas orientadas hacia los que menos tienen, chocan con la realidad del Estado”, dijo Eusebio, al tiempo de rechazar que sea una CDEEE paralela porque ella (la institución) no hace lo que hace Rubén Jiménez Bichara, de quien dijo realiza un excelente trabajo.

Respecto a la cantidad de empleados, la funcionaria dijo que la UERS es la institución del sector eléctrico que menos servidores tiene. Recordó que esa entidad es una unidad operativa dentro de la CDEEE con cinco gerencias. “Cuando tú eres auditado y cumples con los procesos al pie de la letra necesariamente debes tener auditores, contables, archivo, planificación, gestión de calidad, recursos humanos”, explicó.

Reveló que la UERS ha invertido alrededor de RD$1,000 millones en proyectos de electrificación rural en todo el país durante la última década. Destacó que hay zonas en las que ha habido más avances que en otras respecto a la cobertura de electricidad. Puso de ejemplo Monseñor Nouel, donde resta menos del 2%; Pedernales con menos de 1%, pero hay otros, como Elías Piña y San Juan donde aún está por encima del 20% y 30%.

Indicó que en Hato Mayor, por ejemplo, tenían planificado hacer el desmonte territorial, pero que al llegar se encontraron con que aún el 18% de esa provincia no cuenta con servicio de electricidad, a pesar de ser una provincia altamente productiva.

Thelma Eusebio reveló que en los últimos diez años se ha desmontado alrededor del 5% del territorio sin electrificar, faltando alrededor de 60,000 hogares en todo el país. Cuando llegó, en 2006, había un 12% del territorio dominicano sin electricidad.

http://www.eldinero.com.do/26370/la-uers-sin-serlo-lo-mas-parecido-a-un-ministerio/

Costos de distribución en un sistema electrico

Los costos de distribución incluyen el valor del capital, el costo de operación y mantenimiento, y las pérdidas de energía. El valor del capital de una empresa distribuidora equivale a la depreciación de sus instalaciones más los intereses del capital invertido. La tasa de costo de capital normalmente se asocia con el costo promedio del capital o wacc (Weighted Average Cost of Capital),2 que se define como el promedio ponderado de las tasas de retorno requeridas por el capital aportado por los inversionistas y el capital prestado por entidades financieras. El costo del capital, de acuerdo al capm (Capital Asset Pricing Model), es igual a una tasa libre de riesgo —por ejemplo, la tasa de interés de los bonos del gobierno— más una prima por riesgo que depende del sector y del riesgo-país.3 En la práctica existen tres alternativas para evaluar los bienes e instalaciones en servicio que conforman el costo del capital invertido: costo histórico, costo de reposición y costo de sustitución o valor nuevo de reemplazo (vnr).

• El costo histórico es el valor efectivamente pagado por la distribuidora por sus instalaciones y equipos, menos la depreciación acumulada. • El costo de reposición representa lo que costaría construir las mismas instalaciones y equipos hoy, sin tener en cuenta la obsolescencia de la tecnología utilizada. • El costo de sustitución o valor nuevo de reemplazo (vnr) es el costo actual de adquisición de nuevas instalaciones y equipos que permitan ofrecer un servicio idéntico al proporcionado por las instalaciones existentes pero utilizando la última tecnología y buscando el mínimo costo. Este concepto responde a la necesidad de garantizar que los usuarios no financien inversiones ineficientes. Los costos de operación y mantenimiento corresponden a los costos necesarios para mantener disponible el servicio con la calidad adecuada, e incluyen las actividades de mantenimiento preventivo, mantenimiento menor y mantenimiento mayor, programadas de acuerdo a la frecuencia requerida por cada una de ellas. Tanto los costos unitarios de inversión como los costos de operación y mantenimiento dependen de la densidad poblacional o características del servicio, incluyendo los niveles de calidad de suministro para los que se hayan diseñado las redes. Es decir, el costo promedio en la zona rural será mayor que en la zona urbana debido a que la distancia entre los clientes es mayor si se considera un mismo nivel de confiabilidad. Ello debido a que, si bien el costo por kilómetro en una zona rural puede ser menor que en una urbana —pues las distancias entre postes, conocidas como vanos, suelen ser mayores y por lo tanto se requiere un menor número de ellos—, cuanto más urbana es la zona generalmente el consumo de kWh por persona es mayor, efecto que supera al primero. Por ello, si se considera que la calidad del servicio es similar, el costo medio de distribución tiende a ser mayor conforme se va de zonas urbanas de alta densidad a zonas urbanas de media densidad, hasta llegar a zonas rurales. Este comportamiento típico de los costos unitarios por kWh según densidad de zona, considerando niveles similares de calidad de suministro, se ilustra en el gráfico 5.1. Esta diferencia de costos entre zonas es tomada en cuenta en la regulación de tarifas de electricidad al calcularse los costos de los concesionarios considerando tanto la concentración de población como los niveles de consumo típicos. Este tema se verá con mayor detalle en las secciones siguientes. Respecto al costo de las pérdidas, las pérdidas técnicas como porcentaje de la energía transportada aumentan conforme el voltaje disminuye. Como la distribuidora compra energía y potencia —aunque a veces se expresa todo en energía— a la generadora, la distribuidora suma el costo de las pérdidas a los costos de distribución, que en el caso peruano se suman al valor agregado de distribución (vad). Sin embargo, como regla en los países donde se utilizan mecanismos de regulación por incentivos, las tarifas deben reconocer solo un porcentaje de pérdidas basadas en condiciones eficientes de operación.



  Definidas como la reducción de los costos medios conforme se incrementa el número de usuarios por metro cuadrado del área de concesión. 2 WACC D D E t r E D E r = D E +      ( ) − + +       1 , donde: rD = tasa de la deuda, rE = tasadel capital propio (equity), D = financiamiento vía deuda de largo plazo, E = financiamiento vía capital propio, t = tasa impositiva. El porcentaje óptimo de endeudamiento (leverage) depende de una serie de factores, lo que complica el cálculo de la tasa de costo del capital. Un libro de texto estándar sobre finanzas corporativas que se puede consultar para más detalles es Brealey y Myers 2000. 3 Para una derivación detallada del costo de capital y su aplicación a las empresas distribuidoras, ver García y Pérez-Reyes 2005.


http://files.pucp.edu.pe/departamento/economia/LDE-2008-02-08.pdf

Estrategia gubernamental post-Acuerdo de Madrid

SANTO DOMINGO,R.D.- El gobierno ha escogido una estrategia muy arriesgada respecto al mercado eléctrico, ha privilegiado al mercado spot, el más volátil y de precio más alto, como mercado principal; sin las plantas generadoras de Punta Catalina y un segmento hidroeléctrico débil y muy disminuido, esta decisión hace muy vulnerable y de alta incertidumbre al sector eléctrico en su conjunto.

La única experiencia de licitación de compra-venta de energía entre empresas distribuidoras y generadoras se produjo en 2003 cuando AES-Andrés gana licitación internacional para abastecer a Edeeste. El resultado fue la energía más eficiente y barata suministrada a cualquiera de las EDEs, hasta el presente. Esta experiencia no ha sido tomada en cuenta en la estrategia post-Acuerdo de Madrid (post-AdM). ¿Por qué?

Discrecionalidad y funcionariado gubernamental

El funcionariado de la CDEEE-EDEs y los del gobierno central se han convencido de que los contratos del Acuerdo de Madrid (AdM) no debían ser sustituidos por contratos de largo plazo producto de licitaciones competitivas varios años en avance a que aquellos contratos expiraran, tal como lo preveía el AdM y como lo ordena la ley.

La teoría e investigaciones recientes de la economía política sugieren que el funcionariado eléctrico estatal de países institucionalmente débiles está colocado en una red de incentivos que le inducen a preferir conocer y decidir discrecionalmente al ganador de los grandes contratos, permisos y concesiones con el objetivo de arreglar la distribución de rentas y poder político relacionados.

Esta preferencia del funcionariado ha sido ampliamente demostrada en el caso dominicano, tal como atestiguan los ejemplos más recientes:

• Contrato de largo plazo de “transformación de energía” de 300 megavatios a carbón traspasado discrecionalmente (del ganador de licitación, Emirate Powers) a favor de empresa Sichuan en 2007, frustrado por la negativa de la banca internacional y local a financiar el proyecto.
• Contratos de corto plazo de las EDEs que se han mantenido en absoluto secreto en últimos 7 años, con precios muy parecidos a los de contratos del AdM.
• Contrato construcción 720 megavatios a carbón en Punta Catalina, en que todos los competidores fueron descalificados excepto el consorcio Odebrecht-Estrella, que había pre-negociado con el funcionariado.
• Extensión discrecional, cuya documentación se mantiene en absoluto secreto, del contrato para 175 megavatios adicionales por 7 años para compra-venta de energía a la empresa Dominican Power Partners (DPP) de AES Dominicana.
• Autorización discrecional para la instalación de 600 megavatios en Punta Catalina a favor de Pinegy Comercial Group SRL, posteriormente revocada para ser sustituida para la expansión y operación de central en Monterío, Azua.
• Autorización discrecional para que nuevos propietarios locales de central San Felipe, antigua Smith-Enron, en Puerto Plata, con combustible gas propano.

Estos “intereses” bien concretos del funcionariado gubernamental y los privilegiados lo han llevado a que estos elementos sean totalmente excluidos de las discusiones más importantes relativas a la estrategia de desarrollo del sector eléctrico a través del llamado Pacto Eléctrico.

Efectivamente, fuera de este proceso del Pacto, el gobierno ha tomado decisiones estratégicas bastante arriesgadas. Estas decisiones sobre el abastecimiento de energía post-AdM han sido recientemente anunciadas a través de la prensa nacional en medio de la niebla de una amplia y costosa campaña de descredito del AdM. Los elementos que constituyen la estrategia son los siguientes: central generadora Punta Catalina, licitaciones de corto plazo, licitaciones de largo plazo, los que analizamos a continuación.

Estrategia gubernamental post-AdM: Punta Catalina

El primer elemento de la estrategia, su eje material y político principal, pasa por la construcción de la central generadora a carbón en Punta Catalina de propiedad estatal, ya que el funcionariado entiende que esto le suma poder de negociación en el proceso de contratación del resto de la energía que necesitan las EDEs en el sentido de que los generadores no pueden amenazar con apagones con la misma efectividad que fuera sin la existencia de esta generadora estatal.

Sin embargo, este supuesto poder negociador se ha debilitado significativamente, ya que la ejecución del proyecto enfrenta serios problemas.

En el mejor de los casos, aún faltan, por lo menos, 2 años de arduo trabajo para completar y poner en operación dicha central generadora. Fitch Ratings estima que en el mejor de los casos la planta entrara en operación a finales del primer semestre de 2018.

Existe un enorme nivel de incertidumbre con respecto al financiamiento requerido, no solo por las dificultades con las fuentes originales, sino también por la negativa de la inyección de capital privado accionario debido al también enorme nivel de incertidumbre acerca del verdadero valor de los activos del proyecto.

Una vez en operación, los 700 megavatios de potencia de Punta Catalina serán una fracción importante pero minoritaria de la demanda de las EDEs, menos del 30% (aun con la “gestión” de la demanda, es decir, los apagones administrados por las EDEs), es decir, casi el mismo peso que los otros dos grandes grupos empresariales que dominan el mercado.

Estrategia gubernamental post-AdM: Mercado spot

El segundo elemento de la estrategia gubernamental consiste en hacer que los generadores se queden sin contratos luego de que periman los del AdM de tal forma que tengan que vender su energía a las EDEs a través del mercado spot.

¿Cuáles son las características de este mercado spot?

• Es un mercado totalmente voluntario y discrecional donde los generadores ofrecen su energía hora por hora sin compromiso, responsabilidad o garantía de permanencia, dependiendo de su declarada disponibilidad ante el Organismo Coordinador (OC).
• La indexación del precio de la energía es directa, inmediata y automática ya que refleja el precio corriente del combustible utilizado. Esto contribuye a volatilizar el precio spot, las finanzas de las EDEs y, por tanto, la tarifa eléctrica.
• El comprador, las EDEs, debe pagar un cargo por cada megavatio de potencia instalada despachada (capacidad + costo fijo de operación y mantenimiento) uniforme a todos los generadores, este cargo es equivalente al de una nueva planta generadora ineficiente (tecnología turbina de gas de ciclo abierto de fuel-oil No.2 de 50 megavatios) y es indexado mensualmente por el 100% del cambio en el índice de precios al consumidor en EUA y la tasa de cambio del peso dominicano respecto al dólar estadounidense.
• Las EDEs solo disponen de 21 días antes de que la factura expire y se comiencen a aplicarse cargos por mora, los cuales incluyen la tasa de interés activa promedio semanal de bancos comerciales por cada día de atraso además de un recargo de 18% anual.

Tal como se puede intuir de esta descripción, el mercado spot funciona como un indicador de las debilidades y fortalezas reales del sistema eléctrico. Cuando predomina la escasez (demanda mayor a oferta), la matriz de generación es ineficiente (con demasiado combustible fósil) y el país no cuenta con fuentes propias de combustible, el resultado es un precio spot alto y volátil. Precisamente, en la lógica del mercado “marginalista” este alto precio se supone sea una señal que tiene la función de incentivar a los generadores a que inviertan en nueva generación eficiente para ampliar su margen de beneficios.

Sin embargo, en la realidad esto no es lo que ha pasado en los países que han experimentado con ampliar el ámbito de influencia del mercado spot en el conjunto del negocio eléctrico. Los estudios empíricos realizados (casos de California, Ontario, Gales, Londres) han demostrado que el predominio del mercado spot provoca los siguientes efectos: focaliza el negocio eléctrico en su conjunto en el corto plazo; magnifica (aumenta desmedidamente) el efecto de las escaseces vigentes en el mercado eléctrico; volatiliza el precio de la energía y la tarifa al estar inmediatamente vinculado al precio actual de los combustibles; encarece el suministro de la energía debido al efecto doble de exigir mayor disponibilidad de efectivo para pagar facturas corrientes, así como el encarecimiento exponencial de las facturas vencidas (deuda de las EDEs); y, finalmente, pero no por eso menos importante, facilita las maniobras y colusión entre generadores y/o EDEs para influir en el precio de la energía de corto plazo.

La experiencia dominicana de largo plazo confirma estos hallazgos internacionales: el precio spot ha sido siempre más alto y volátil que el de los contratos del Acuerdo de Madrid, tal como se muestra en el gráfico.

Estrategia gubernamental post-AdM: Licitaciones de corto plazo

El tercer elemento de la estrategia gubernamental es la licitación de compra-venta de energía de corto plazo (2-3 años) para generadores que ya están instalados. Sus términos específicos aún no se han dado a conocer, lo cual fuerza a los generadores instalados a desplazarse al mercado spot.

El funcionariado eléctrico gubernamental ya ha tenido una amplia practica de casi 10 años de asignar discrecionalmente y de forma ultra-secreta contratos de corto plazo (menos de un año) a diversos generadores de su preferencia. Lo poco que se conoce de estos contratos (debido a revelación indiscreta de consultores de la SIE en su informe sobre la tarifa técnica) y de las tendencias de precios sugiere que, en los hechos, su efecto no se ha sentido en una reducción significativa de los precios promedios del conjunto del mercado de contratos.

Las debilidades que se pueden intuir de este tipo de contratos, en el caso de que sean licitados, son los siguientes:

• Se debería ofrecer un precio más alto que el spot (tanto en energía como en potencia) para que sea atractivo en el corto plazo.
• Contratos de corto plazo refuerzan la rentabilidad de la tecnología obsoleta ya instalada, lo cual desincentiva la inversión de largo plazo en energía eficiente y barata.
• Reforzado por predominio de mercado spot, estos contratos focalizarían aún más el negocio eléctrico en su conjunto en el corto plazo.

Estrategia gubernamental post-AdM: Licitaciones de largo plazo

El cuarto elemento de la estrategia gubernamental es la licitación de contratos de compra-venta de energía o de construcción de nuevas centrales generadoras.

Estas licitaciones pudieron y debieron ser realizadas desde hace 10 años hasta la fecha para que las nuevas capacidades energéticas eficientes fueron entrando escalonadamente. Pero no, el funcionariado ha decidido actuar de forma diferente con los consiguientes resultados catastróficos que se han vivido.

Los términos específicos de estas nuevas licitaciones aún no se han dado a conocer, lo cual fuerza a los generadores instalados con intereses de largo plazo a desplazarse al mercado spot.

Mientras más se tardan estas licitaciones más se tardan las soluciones estructurales de corto y largo plazo del sistema eléctrico nacional.

http://acento.com.do/2016/opinion/8371467-estrategia-gubernamental-post-acuerdo-madrid/

Anuncia medidas para transformar y modernizar el sector energético

SANTO DOMINGO.- El presidente Danilo Medina anunció hoy que firmará un decreto encaminado a la transformación y modernización del sector energético.

Al pronunciar su discurso de toma de posesión ante la Asamblea Nacional para el periodo 2016-2020, precisó que el decreto establecerá que tanto la Comisión Nacional de Energía como la Dirección de Minería pasarán a ser viceministerios del Ministerio de Energía y Minas, lo que permitirá mejorar la coordinación entre las diferentes áreas.

Primer paso

“Este es el primer paso para el cambio institucional, que se completaría con la desaparición de la CDEEE en el año 2018, tal como establece la Ley”.

Explicó que el Ministerio de Energía y Minas será así el órgano que trazará las políticas y estrategias del sector eléctrico y el responsable de la tutela de todas las empresas de  propiedad estatal o mixta del sector.

Mientras que las empresas del sector eléctrico público pasarán a ser coordinadas por un Holding o corporación a cargo de la actividad empresarial pública.

Reducción de pérdidas

Igualmente, afirmó que siempre en el marco del Pacto Eléctrico, se aplicará un calendario de reducción de pérdidas que permita pasar del 31% actual a un 15%, así como una estrategia de mejora de la eficiencia de las empresas distribuidora.

“Esto permitirá que cuando entre la planta de Punta Catalina se aproveche mejor la inyección de 720 MV que entrarán al Sistema Único Interconectad”.

Bono Luz

Al mismo tiempo, se  incrementará la instalación de medidores prepago para los sectores de menores ingresos y aquellos favorecidos con el subsidio de Bono Luz y se mantendrán los 412,000 clientes favorecidos con esta iniciativa, por lo que  el Ministerio de Hacienda se comprometerá a transferir directamente a las distribuidoras el monto mensual total correspondiente al Bono.

Indicó que el gobierno llevará a la mesa del dialogo con los diversos sectores de la sociedad que participan en la discusión del Pacto Eléctrico su punto de vista a cerca de la tarifa técnica y el desmonte gradual del subsidio cruzado.

http://www.elnuevodiario.com.do/app/article.aspx?id=493090