SERVICIO DE NOTICIAS en favor de la democracia participativa, el desarrollo humano, la paz, el medio ambiente y la cultura.- Santo Domingo, República Dominicana / Luis ORLANDO DIAZ Vólquez - OPINIÓN, NOTICIAS Y COMENTARIOS. Haciendo de la lucha contra la pobreza un apostolado templario./ email: guasabara.editor@gmail.com - http://www.facebook.com/GuasabaraLUISorlandoDIAZ - @GUASABARAeditor
Integración energética, una de las soluciones para afrontar los apagones en Latinoamérica
Quito, 31 mar (EFE).- La integración energética es una de las principales soluciones para afrontar los cortes de energía que se registran en Latinoamérica, según coincidieron este lunes expertos convocados por la Organización Latinoamericana de la Energía (Olade), con sede en Ecuador.
Los experto s participaron en el foro virtual “¿Por qué los apagones en América Latina? ¿Soluciones?”, un espacio de diálogo en el que señalaron que las causas de los apagones son generalmente multisectoriales involucrando desde sequías prolongadas que afectan la generación, hasta insuficiencias en la transmisión.
Asimismo, fallas en infraestructuras críticas y una limitada diversificación de las matrices eléctricas, con el trasfondo del cambio climático que ha intensificado estos desafíos, “haciendo aún más urgente la acción coordinada”, de acuerdo a la Olade.
El organismo regional apunta que frente a este panorama, la integración energética y la cooperación internacional “emergen como ejes estratégicos para construir sistemas resilientes”.
Efectos de los apagones
América Latina enfrenta una creciente recurrencia de apagones que afectan la calidad de vida, productividad económica y estabilidad social de sus países, como Ecuador que a finales de 2024 experimentó apagones que, en los momentos más críticos, llegaron a 14 horas diarias.
Según cálculos oficiales, el impacto económico de los apagones de 2024 osciló entre el 1 % y el 1,5 % del Producto Interior Bruto (PIB) del país, equivalente a entre 1.188 y 1.782,6 millones de dólares, tomando en cuenta el PIB de Ecuador en 2023.
A tenor de exposiciones en el foro sobre la realidad europea, el director de Estudios, Proyectos e Información de Olade, Fitzgerald Cantero, resaltó la importancia de aplicar en la región estrategias preventivas a la hora de planificar la gestión de la energía, así como el almacenamiento para afrontar los momentos críticos de generación.
También destacó la necesaria resiliencia de los sistemas en función de la integración entre naciones vecinas, algo que en zonas como Centroamérica “funciona muy bien”, pero que “todavía falta muchísimo por hacer en América del Sur” donde hay algunas “muy buenas experiencias que sí funcionan, pero con la necesidad de que todos los países estén integrados”, dijo.
Alfonso Blanco, director de Programas de Diálogo Interamericano, cuya intervención se interrumpió, paradójicamente, por un corte de electricidad, recordó que una de las más renombradas crisis del sector eléctrico se registró, en 2001, en California debido, entre otras razones, a la desregulación del sistema, la especulación y la falta de inversión.
Además, en 2003 hubo un apagón masivo que afectó a 50 millones de personas en el noreste de Estados Unidos y a una parte de Canadá, así como en 2021 en Texas y Puerto Rico, ejemplos con lo que Blanco hizo hincapié en que los problemas en el sector también se reportan en países con economías desarrolladas.
Lecciones aprendidas
Blanco mencionó entre las lecciones aprendidas a la necesidad de una planificación cada vez más sofisticada, así como a una mayor integración de mercados.
De su lado, Rodrigo Moreno, de la Universidad de Chile, apuntó que la descarbonización del sector eléctrico no va a ocurrir si no se cambian los paradigmas de diseño y operación del sistema eléctrico.
Si se desea utilizar las energías renovables “para alimentar masivamente la demanda, requieren de tecnologías habilitantes”, mencionó.
Blanco agregó que se necesita mayor inversión para una modernización de las redes en la región, la aplicación de nuevas tecnologías, mayor eficiencia y mejora en las políticas públicas y marcos regulatorios definidos para garantizar la seguridad jurídica que permitan inversiones en el sector.
De igual manera, se refirió a la importancia de la promoción para incentivar la inversión del sector privado. EFE
Edeeste es la empresa distribuidora de electricidad más ineficiente y deficitaria del mundo. Hemos buscado en todas las naciones no destrozadas por la guerra y no hemos encontrado una EDE en toda la geografía mundial capaz de desplazar a Edeeste del primer lugar en el ranking de las peores. El año pasado, Edeeste cerró con un déficit de US$756.8 millones, equivalente al 43.6% del déficit total de las tres distribuidoras, a pesar de que solo sirvió al 26.1% de los clientes (Facturados y Bonoluz) de las EDE, compró al precio promedio más bajo (US$0.1437 por kWh) y vendió al más alto (US$0.1699 por kWh). Por cada 100 kWh que compró, no facturó ni cobró 58.7, prácticamente el doble de las pérdidas de energía exhibidas por Edenorte (27.9%) y Edesur (32.8%). Aunque teóricamente Edeeste vendió el kWh a un precio promedio de 16.99 centavos de dólar, en realidad, el precio efectivo de venta fue de 27.49 centavos de dólar por kWh cuando incluimos la transferencia de los impuestos que paga la población y que el Gobierno luego transfiere para mantener a flote el servicio pésimo que ofrece esta empresa totalmente quebrada.
Una de las provincias atendidas por Edeeste es La Altagracia. Partiendo del 9.39% del total de la energía “entregada” que Edeeste “entregó” a sus clientes en esta provincia, procedimos a construir los indicadores “altagracianos” de esta empresa distribuidora estatal. En 2024, de los 676.9 GWh que compró a los generadores, facturó 307.4 GWh y cobró 279.9 GWh. En otras palabras, cobró el 41.3% de la energía que compró. La operación de Edeeste en La Altagracia, provincia donde sirve a un estimado de 84,588 clientes, registró un déficit de US$71.1 millones. Alguien podría señalar que ese número de clientes está subestimado. Es posible, pero no olvidemos que dentro de esa provincia existe una zona de concesión integrada por Bávaro, Punta Cana, Verón, Macao, Uvero Alto, Miches y Bayahíbe con más de 68,000 clientes que son servidos por el Consorcio Energético Punta Cana-Macao (CEPM).
Mientras el cine estatal proyecta el deprimente documental de una empresa eléctrica totalmente colapsada y sostenida por transferencias de impuestos que pagamos todos los dominicanos para cubrir un déficit total de US$756.8 millones, el privado exhibe el de CEPM, una empresa verticalmente integrada que ofrece un servicio eficiente, apoyado en inversiones efectivas en generación, transmisión y distribución que la han convertido en la única empresa distribuidora de electricidad en el país con el 100% de sus clientes asociados a una red inteligente. Toda la energía que se compra, se factura y se cobra. Eso explica el porqué mientras Edeeste acumuló pérdidas (déficit) por US$544 millones en el período 2009-2024 sirviendo electricidad en La Altagracia, CEPM, sirviendo en la zona de esa provincia que le fue concesionada para operar, acumuló beneficios por US$436 millones en esos 16 años.
Esta semana, el periodista Quiterio Cedeño, mi profesor de Economía en el Colegio De La Salle en 1974, publicó el artículo “Cuando solo Las Terrenas no sabía de apagones” en el cual explica el regreso de los apagones a esa zona paradisíaca luego que, en el 2015, se le canceló la concesión a la empresa Luz y Fuerza que operaba el sistema eléctrico aislado en esa zona y se asignó el servicio a Edenorte bajo el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). La oferta del servicio de electricidad de Luz y Fuerza reportaba, anualmente, 20 horas de apagones programados. La disponibilidad confiable de electricidad se constituyó en uno de los imanes principales para atraer inversiones. Lamentablemente, de un sistema aislado que funcionaba adecuadamente se pasó a un “tollo” en el suministro de electricidad provisto por la empresa distribuidora estatal que sirve al norte del país.
A la clase política dominicana le ha faltado inteligencia y factor C para entender que los sistemas aislados, en lugar de ser competidores o enemigos de las empresas estatales que operan en el SENI, pueden llegar a ser los principales aliados del Gobierno para reducir el enorme déficit que han exhibido las EDE, ascendente a US$16,307 millones en el período 2009-2024. ¿Acaso no hay nadie en las entidades estatales del área energética con la suficiente capacidad para convencer al Poder Ejecutivo de empezar a tomar decisiones sensatas y valientes para reducir la absorción enorme de recursos fiscales que las EDE representan todos los años? Si tenemos dos empresas que colindan en una misma zona, una que funciona con eficiencia y otra que es la más ineficiente y deficitaria del mundo, ¿a nadie se le ha ocurrido que la empresa que opera el sistema aislado podría ser la mejor aliada para ir reduciendo gradualmente la pesada carga que representa Edeeste? ¿Necesitamos que venga un extraterrestre que nos explique que lo razonable e inteligente sería llegar a un acuerdo con CEPM para que asuma la provisión del servicio de La Altagracia bajo un programa razonable de inversiones anualmente auditadas por una entidad de prestigio global y acordar una reducción gradual de las transferencias del Gobierno para cubrir el déficit de Edeeste-La Altagracia que, en lo adelante, recibiría CEPM en función del pliego tarifario que se acuerde, teniendo en cuenta que la tarifa efectiva de Edeeste (incluyendo transferencias del Gobierno) es de US$0.275 por kWh? ¿Acaso tememos al riesgo de que la “entrega” de La Altagracia a CEPM pueda resultar exitosa y motivar a los habitantes de San Pedro, Hato Mayor, El Seibo, La Romana, Monte Plata y Santo Domingo Norte a reclamarle al Gobierno que haga lo mismo con ellos? ¿Acaso habría un riesgo más favorable a las cuentas fiscales que ese?
Debemos enterrar el modelo de la España Boba frente al déficit del sector eléctrico que ha prevalecido en el país debido al temor de la clase política a tomar decisiones sensatas y valientes. Las finanzas públicas, más temprano que tarde, colapsarán si continuamos de brazos cruzados frente a un déficit del sector eléctrico que apunta a seguir creciendo mientras la política-cum-populismo constituya la raison d’être de la mano visible del Estado en el sector eléctrico. Esto último explica el porqué seguimos manteniendo en el sector eléctrico el esquema Ponzi o “negocio del capa perro” de comprar la energía a un precio variable en dólares y venderla a un precio fijo en pesos, sin importar que los combustibles suban de precio o el peso se deprecie frente al dólar.
Banca y fondos de inversión miran las energías renovables
El funcionario asegura que los bancos locales grandes están muy animados, incluso con tasas muy atractivashttps://t.co/GmoxpDPtEA
— LuisOrlando Díaz Vólquez (@GUASABARAeditor) June 17, 2024
Banca y fondos de inversión miran las energías renovables
El funcionario asegura que los bancos locales grandes están muy animados, incluso con tasas muy atractivas https://www.elcaribe.com.do/panorama/desayuno-semanal/banreservas-bancariza-a-1315-en-san-cristobal/ Banca y fondos de inversión miran las energías renovables Martín Polanco / 17 junio, 2024 El funcionario asegura que los bancos locales grandes están muy animados, incluso con tasas muy atractivas
En la República Dominicana todos los bancos locales -los más grandes- tienen los ojos puestos en el tema de las energías renovables, asegura el director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras. En la República Dominicana todos los bancos locales -los más grandes- tienen los ojos puestos en el tema de las energías renovables, asegura el director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras Edward Veras Diaz @CNE_RD .
Ha abordado el tema en el desayuno de elCaribe-CDN, un escenario que aprovechó para indicar que los bancos locales están muy animados, incluso con tasas de interés bastante atractivas, comparables con la banca internacional y tal vez con más flexibilidad en términos de requisitos y entendiendo mejor el problema. En el caso de los fondos de inversión también están trabajando duro y de cerca el tema y hay varios de ellos que aquí no solo van al financiamiento, sino que son parte de los proyectos, según los datos aportados por el funcionario.
Ing. Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE),
“Y tenemos las administradoras de fondos de pensiones o AFP. Por primera vez los fondos de pensiones están invirtiendo en un sector que de verdad tiene una rentabilidad calculada. Ya no solamente son los bonos del Banco Central o los certificados del Ministerio de Hacienda, sino que al invertir en energías renovables tienen una rentabilidad asegurada. Hoy tenemos casi todas las administradoras de fondos de pensiones -y los fondos de inversión que están detrás de ellas- metidas en financiar y ser parte de los proyectos renovables”, expuso.
Incluso, hay fondos de inversión del país que poseen el 100% de las acciones de proyectos de energía renovable, de acuerdo con las informaciones ofrecidas.
¿Qué papel están jugando los bancos locales e internacionales y los fondos de inversión en el financiamiento de proyectos renovables?, se le preguntó puntualmente al director ejecutivo de la CNE.
Edward Veras rememora que a nivel mundial, en general, al principio fue difícil para las instituciones financieras entender el esquema de energías renovables. “Sin embargo, ahora el mundo ha entendido el concepto de energía renovable y el modelo de inversión de energía renovable. La banca internacional y las multilaterales están muy enfocadas en financiar proyectos de renovables”, expuso en la conversación. Dijo que “como una gran bendición”, tal vez acceder a un financiamiento internacional es mucho más difícil para un proyectista local. “El nivel de riesgo país todavía no permite que podamos competir con otras naciones como Chile, o el mismo Estados Unidos (…)”, explicó.
El diálogo con el funcionario fue amplio y diverso. Acudió al encuentro en compañía de Orlando Fernández, director Jurídico de la CNE; Viancamely Alcántara, encargada de Comunicaciones, y reforzado con suficiente información para responder todas las preguntas colocadas sobre la mesa.
Una de esas interrogantes versó sobre las principales diferencias entre el Plan Energético Nacional 2024-2038 y su versión anterior. Su respuesta fue que no se trata de un plan nuevo, porque en el 2004 se había publicado uno.
“No siempre la política pública sigue el mismo orden del plan y el hecho de que no se haya realizado por muchos años, de repente hace que cada entidad, cada empresa o cada institución pública y privada tenga su propio plan. Y cuando eso ocurre no sabemos a dónde vamos como país”, reflexiona.
No se anda con rodeos en su exposición. “En 2020 retomamos la planificación, acompañados del Ministerio de Economía, de Industria y Comercio, de Medio Ambiente y Energía y Minas”, dice. “Y en 2022 tuvimos una gran versión del plan energético, en la que detallamos la política pública, principalmente de avanzar en la generación a gran escala a gas natural; declarando éste como el combustible de transición, frenando un poco la proliferación de plantas a carbón, sin que eso signifique que vamos a cerrar plantas a carbón, sino que no vamos a fomentar más plantas de este tipo y tratar de reducir al mínimo el uso de combustibles fósiles”, expone.
Un poco más…
El otro gran eje era empujar en el segmento de renovables. “En esa parte hemos tenido un gran avance, pero hay que decir que las renovables vienen con un problema de fondo, en el caso de la energía solar. Es que la solar solamente ocurre en el día y el sistema no se apaga a las cinco de la tarde, hay que seguir abasteciendo. En el caso de la eólica, es también en algunas horas del día que es posible y en otras no”, indica Veras, observado con atención por sus acompañantes y el equipo de periodistas presentes en la plática.
Informó que el plan que se publicará en los próximos días para la revisión y análisis del público, tiene un enfoque en la planificación de renovables, “en decir cómo vamos a ingresar más renovable”.
Se ha ido caminando. Ya se avanzó en la resolución que solicita que aquellos proponentes de nuevos proyectos integren a la vez la parte de almacenamiento, de forma tal que esa energía (la solar, básicamente) pueda ser transferida en horas de la noche. Sale un poco más cara, pero todavía es más barata que usar combustibles fósiles, como diésel o fuel oil número 6.
El siguiente plan viene enfocado en esa tesitura, pero no deja de lado que el incremento de la demanda se ha desviado de lo previsible. “El calor que se ha estado produciendo ha incrementado la demanda de forma significativa. El crecimiento de la economía es un factor que tiene la demanda en su ecuación y hoy día hay que acelerar todos los planes de generación y de abastecimiento, para que el ciudadano tenga acceso a energía las 24 horas”, asegura Veras.
Conoce bien el tema y habla con bastante propiedad sobre él. Desde su óptica, la Ley 57-07, de Incentivo al Desarrollo de las Fuentes Renovables de Energías, fue futurista y previó que el almacenamiento esté eximido de los aranceles y de la carga fiscal. “Cuando se hablaba de almacenamiento para entonces, tal vez era una quimera; cuando todavía generar con paneles solares era más caro que con cualquier sistema convencional”, plantea. La normativa a la que hace referencia es del año 2007.
Explicó que desde 2018 a la fecha ha ocurrido un desmonte significativo. Y lo mismo ha pasado con los insumos para producir energía eólica, pero no ha sido tal vez tan acentuada la disminución.
Informó que la emisión del decreto 608-21 y del 65-23 han posibilitado que se haya podido pasar de un 9% que se tenía en el año 2019 a un 16% de integración de energía no convencional en la matriz energética.
Calculó que 13% se genera en gran escala y va al sistema eléctrico nacional, y hay de un 2.7 a un 3% que es generación distribuida, que se genera desde las casas, desde las industrias y desde los comercios.
Desde su punto de vista, si se está en un 16%, es posible avanzar a un 25%, porque el trabajo que se ha hecho, tanto el equipo de energía del Poder Ejecutivo, como la Superintendencia de Electricidad, el Ministerio de Medio Ambiente y otros, son una promesa actual de que unos 26 proyectos en construcción se integren a la matriz hacia 2025. Se habla de unos 1,300 megavatios de energía renovable. “Vamos más que a duplicar la existente y obviamente que la demanda aumenta y eso incluye en que no sea una producción lineal “, argumenta.
Explicó que las expectativas son prometedoras, ya que en 2023 se invirtieron 1,071 millones de dólares en proyectos de energía renovable y este 2024 se proyecta superar 1,300 millones de dólares.
“Va a permitir cumplir con esa primera meta, que está ubicada en el artículo 21 de la Ley 57-07. En término de energía renovable, la meta es llegar al 25% al 2025, pero como política pública el Estado se ha enfocado en alcanzar el 30% al 2030. Edward Veras dice que hoy puede ser posible gracias a la integración masiva de almacenamiento y la integración del sector privado.
Sin embargo, sostiene que para ello se necesitan unos 5,400 millones de dólares, a razón de 1,000 millones de dólares por cada año, hasta el 2030. “Hoy tenemos el avance, tenemos el financiamiento, tenemos un sector muy dinámico y propuestas novedosas, que pueden estar integrándose a partir del año 2026, principalmente las que tienen almacenamiento. Nos van a permitir lograr ese espacio en la matriz. Aspirar a más requiere de un análisis más exhaustivo”, asegura.
¿De los proyectos por 1,300 millones de dólares calculados para 2024, qué parte ha ido caminando, tomando en cuenta que han transcurrido seis meses ya?
“Mira, se construyen 26 proyectos en la actualidad; la forma como nosotros certificamos esas construcciones es cuando los propietarios tienen todos sus permisos y empiezan con las compras de equipos. Cuando esas compras comienzan, depositan toda la documentación en la CNE para asegurar la aplicación de los incentivos fiscales. Cuando un proyectista me entrega las facturas de que compró cien mil paneles para su proyecto, ya sé que va en serio”, indicó.
La zona de Guerra -provincia Santo Domingo- es la de mayor atractivo para la instalación de proyectos; también hay en Nagua, La Romana, San José de las Matas, Baní (el Matafongo, por ejemplo), en Azua, en La Victoria, en Haras Nacionales y en otros espacios geográficos dominicanos. El director de la CNE espera que ocho de los 26 proyectos estén operando en los próximos días.
Exenciones deben permanecer
Cuando Edward Veras aborda el tema referente a Manzanillo y sus proyectos, dice que avanza, con más de US$2,000 millones de inversión privada.
De otro lado, preguntado sobre el tema de los incentivos fiscales y la actual discusión sobre una eventual reforma fiscal, favorece que las exenciones a las energías renovables se mantengan.
Sustenta su opinión en los resultados que han posibilitado esas facilidades.
“Hoy la gran oportunidad que tenemos de aprovechar una ley para cumplir con los objetivos fijados es mantener los incentivos fiscales de las energías renovables en República Dominicana”, dijo.
Calculó que el pasado año el país se evitó la compra de petróleo por unos 250 millones de dólares gracias a la integración de todas las energías renovables que se producen localmente.
“Eso también hay que colocarlo en la matriz de la carga fiscal y ver además la carga país, no se trata solo de ver la entrada del gobierno”, expuso.
En otra parte de la conversación sostuvo que se espera que para 2027-2028, los precios de compra de energía en el mercado mayorista bajen de 17 centavos de dólar que tuvieron entre 2022-2023 a unos 12 o 13 centavos en promedio.
Que eso sea así, dependerá en gran manera, de que los proyectos que se están planteando en Manzanillo (de 1,200 megavatios a gas natural), otro que se va a plantear en Boca Chica (de 400 megavatios) y el avance de las renovables se hagan realidad. “Las empresas de distribución tendrán un mejor precio de compra. Estamos hablando de que entrará toda esa generación en contratos de largo plazo, con un combustible mucho más barato”, apuntó.
Las distribuidoras, un tema pendiente
Sobre las distribuidoras eléctricas (Edesur, Edenorte y Edeeste) y el déficit con el que a menudo operan, Edward Veras aseguró que ese tema es la gran tarea pendiente del gobierno en término del sector eléctrico. “Hoy la generación avanza en buenos pasos, la transmisión también avanza, la institucionalidad del sector también avanza, pero las EDE son la gran tarea pendiente. Sostuvo que si le pidieran una propuesta de qué debe hacerse para mejorar las empresas distribuidoras de electricidad, la propuesta la plantearía en tres vertientes. La primera (que ya se ejecuta) es asegurar la compra de energía a largo plazo, lo más barata posible. Recordó que en 2022 las distribuidoras compraron el kilovatio hora a 17 centavos de dólar, lo cual es muy caro en cualquier país de la región. En 2023 cerraron en 16 centavos de dólar. Otro componente del que habla Veras, como solución para la distribución, es la focalización del subsidio a través de la política social del gobierno y superar un error histórico que se tiene –de más de 20 años- consistente en mantener un subsidio en la tarifa eléctrica, sin estratificar. En 2022 se intentó corregir eso con el Pacto Eléctrico. https://www.elcaribe.com.do/panorama/desayuno-semanal/banreservas-bancariza-a-1315-en-san-cristobal/Edward Veras Diaz
En gestión de Antonio Almonte, perdidas del sector eléctrico subieron de 29 a 40% y la minería se ha desplomado en más de 12%
En los casi cuatro años de gestión del ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte, la actividad minera se ha desplomado registrando su valor agregado variaciones de -12.5%, -0.7%, -7.2% y -16.3%. En los dos primeros meses de este año y a pesar de que el precio del oro ha llegado a un nivel récord de 2,371 dólares por onza troy, la actividad minera presenta una variación de -15.9%.
Asimismo, el sector eléctrico también está en crisis. Las pérdidas de las empresas distribuidoras de electricidad se incrementaron de 29% en 2019 a un 40% en 2023, obligando al gobierno central a destinar anualmente 1,500 millones de dólares en forma de subsidios para mantenerlas a flote.
Las cifras fueron presentadas por el economista Jaime Aristy Escuder en su participación en #EnfoqueFinal
10 de abril de 2024. SANTO DOMINGO
En gestión de Antonio Almonte, perdidas del sector eléctrico subieron de 29 a 40% y la minería se ha desplomado en más de 12%
En los casi cuatro años de gestión del ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte, la actividad minera se ha desplomado registrando su valor agregado… pic.twitter.com/PCcfjc6Dgj
Bichara dice Antonio Almonte es responsable del desastre en los sectores Energía y Minas
El Caribe / 12 abril, 2024 5 minutos de lectura
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Santo Domingo, RD.- El ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte, es el denominador común del «terrible desempeño» que exhibe el país en esos importantes sectores, y que provocan una pérdida de ingresos para el Estado y de valor agregado para la sociedad. Esto, a juicio del exadministrador de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEEE), Rubén Bichara.
Bichara explicó que la actividad minera se ha desplomado en los cuatro años comprendidos entre 2020 y 2023. Registrando su valor agregado variaciones de -12.5%, -0.7%, -7.2% y -16.3%. Según dijo, en los dos primeros meses de este año y a pesar de que el precio del oro ha llegado a un nivel récord de 2,371 dólares por onza troy, la actividad minera presenta una variación de -15.9%.
Agregó que el sector eléctrico también está en crisis, que las pérdidas de las empresas distribuidoras de electricidad se incrementaron de 29% en 2019 a un 40% en 2023. Lo que habría obligado al Gobierno central a destinar anualmente 1,500 millones de dólares en forma de subsidios para mantenerlas a flote.
Bichara argumentó que con relación a la generación de electricidad desde 2020 no se ha instalado un solo megavatio de energía base y se gestionó de forma pésima -tanto operativa como administrativamente- la Central Termoeléctrica Punta Catalina entre el 18 de agosto de 2020 y el 28 de octubre de 2021.
«Basta con recordar que debido a la incapacidad del equipo humano que la gestionaba en ese entonces, la planta se quedó sin carbón, provocando una pérdida superior a centenares de millones de dólares».
Gobierno ha intervenido para reducir intensidad de la crisis
El también miembro del Comité Político del Partido de la Liberación Dominicana (PLD) indicó que, afortunadamente, el presidente Luis Abinader ha intervenido directamente en el sector eléctrico para reducir la intensidad de la crisis. Y que ha designado como cabeza del gabinete eléctrico a la vicepresidenta Raquel Peña, quien a su juicio es la funcionara más eficiente de su administración.
Dijo que además el presidente nombró a finales de 2021 como administrador de la Central Termoeléctrica Punta Catalina a Celso Marranzini, un empresario con amplia experiencia en el sector eléctrico, quien logró recuperar el buen desempeño de esa empresa llevándola a tener nuevamente beneficios anuales de 240 millones de dólares.
«Posteriormente, el presidente le quitó a Almonte la responsabilidad de las empresas distribuidoras de electricidad y se la asignó a Marranzini», dijo Bichara.
¨La pésima gestión del señor Almonte eleva la probabilidad de que sea removido del cargo. Para evitarlo, quiere agarrarse de la rama que consiste en la crítica de Punta Catalina¨
En una declaración recogida en la prensa nacional, el ministro Almonte insistió en decir que según una “auditoría” el costo de construcción de la Central Termoeléctrica Punta Catalina fue de unos 3,400 millones de dólares.
«Antonio Almonte, ministro de Energía y Minas, se equivoca»
Bichara indicó que, tal como «ha demostrado en otras ocasiones, Almonte se equivoca». Aseguró que el monto pagado al contratista EPC por la construcción de Punta Catalina fue de 2,455 millones de dólares. Incluyendo el monto correspondiente a la indexación de los hitos.
«Una suma que se compara favorablemente con otros proyectos similares a nivel internacional»
Observó que a la suma anteriormente señalada, la empresa que realizó el informe de servicios relacionados, no la auditoría, le quiere añadir partidas que denomina “otros costos del dueño,” que incluyen los costos hundidos incurridos durante la licitación así como los costos del carbón, de la cal, los repuestos y otros insumos utilizados para generar electricidad.
¨Es extraño que la firma haya tomado en consideración los costos, pero no haya tomado en cuenta los ingresos millonarios que obtuvo la CDEEE al colocar en las redes la electricidad que produjo Punta Catalina utilizando esos insumos. Estoy seguro de que esos ingresos superan esos “otros costos del dueño,” lo cual reduce el costo neto de la inversión¨
Dijo que esa firma quiere además añadir los intereses generados por los recursos que se utilizaron en la construcción de esa generadora de electricidad. Esto a diferencia de lo que ocurre con otros proyectos de inversión pública, como el metro, teleférico, monorriel, presas, carreteras, entre otros.
Esto es un absurdo que tiene como objetivo dañar la imagen de la joya de la corona del sector eléctrico nacional
Costos acordados en construcción de Punta Catalina, según Bichara
Bichara detalló que los costos acordados al 21 de julio de 2020 en la construcción de Punta Catalina son los siguientes:
1,945 millones de dólares contrato EPC (valor sin indexar y sin variaciones; 86.45 millones indexación contrato EPC;
4.4 millones variación línea 138 KV y subestación 345 y 13i8 KV;
22,52 millones en variación ajuste volumétrico de terreno;
395.54 millones en acuerdo resolución definitiva de disputa.
También 336.02 millones en acuerdo marco y 59.52 por monto adicional disputas existentes, para un total de 2,453.94 millones de dólares
Sin embargo, Bichara aclara que lograron una ligera reducción en cada una de esas partidas. Y que, finalmente, el monto pagado por la construcción de Punta Catalina fue de 2,448.65 millones de dólares.
Si se evalúan las luces del actual gobierno de Luis Abinader, los sectores eléctrico y minero han sido los de menos intensidad y más apagados. El análisis de los indicadores económicos sobre éste muestra un panorama desafiante en República Dominicana en la administración gubernamental.
Ambos han enfrentado dificultades significativas, reflejadas en una tendencia a la baja en su desempeño y contribución al crecimiento económico del país.
En el caso del ramo minero, los datos muestran una baja constante en su valor agregado en los últimos años, con variaciones negativas que sugieren una situación preocupante para esta industria.
A pesar de factores externos favorables, como el aumento en el precio del oro, la actividad minera no ha logrado recuperarse, lo que plantea interrogantes sobre las políticas y estrategias implementadas para impulsar este sector clave de la economía.
Por otro lado, el sector eléctrico enfrenta desafíos igualmente importantes, incluyendo el aumento en las pérdidas de las empresas distribuidoras de electricidad y las quejas recurrentes de los usuarios por altas facturaciones y falta de fiabilidad en el servicio.
Estas dificultades han requerido una intervención significativa del Gobierno para mantener a flote el sistema eléctrico, pero aún persisten problemas estructurales que requieren soluciones a largo plazo para garantizar un suministro eléctrico confiable y eficiente para todos los dominicanos.
El exadministrador de la Central Termoeléctrica Punta Catalina (CTPC), Jaime Aristy Escuder, asegura que las dos citadas áreas tienen un desempeño terrible que provoca una pérdida de ingresos para el Estado. “El denominador común de ambas actividades y de su deprimente evolución es el señor Antonio Almonte, que ocupa el cargo de ministro de Energía y Minas desde agosto del año 2020”, dijo Aristy Escuder, al abordar el tema sin rodeos. Calculó que la actividad minera se ha desplomado en los cuatro años comprendidos entre 2020 y 2023, al registrar su valor agregado variaciones de -12.5%, -0.7%, -7.2% y -16.3%.
En los dos primeros meses de este año y a pesar de que el precio del oro ha llegado a un nivel récord de 2,371 dólares por onza troy, la actividad minera presenta una variación de -15.9%.
En febrero, la minería fue algo así como “el niño malo o la vergüenza de la familia”. Ese mes el indicador mensual de actividad económica (IMAE) registró una expansión de 6.2%, con todos los sectores aportando, menos la minería. Se quedó atrás. Hoteles, bares y restaurantes creció 12.8%; construcción 9.7%, manufactura de zonas francas 9.4%, comercio 8.5% y manufactura local 6.9%.
Son datos oficiales del Banco Central de República Dominicana (BCRD).
Ese comportamiento no es nuevo, viene repitiéndose: en enero la economía subió 4.6 %, pero la minería cayó 17.4 % (BCRD, febrero 2024).
Ha estado de cabeza; no se sabe cuándo se recuperará. “El sector eléctrico está en crisis”, dice Jaime Aristy Escuder. El economista sustenta esos planteamientos con la aritmética de primaria, sin tener que esforzarse mucho. “Es una realidad muy conocida”, asegura.
Las pérdidas de las empresas distribuidoras de electricidad -de Edeeste, Edenorte y Edesur- subieron de 29% en 2019 a 40% en 2023, y obligaron al Gobierno central a destinar anualmente 1,500 millones de dólares en forma de subsidios para mantenerlas a flote.
A los tumbos con Edeeste
En lo que respecta a Edeeste, constantemente su nombre está en boca de la gente, en medios de comunicación y redes sociales, y no precisamente por algo positivo. Esa empresa no ha podido salir a flote definitivamente (no pega una, se dice popularmente), en este Gobierno.
Sus tres primeros gerentes generales tuvieron que ser sustituidos, dos de ellos por destitución o “por la vía rápida” (nocaut, en el lenguaje del boxeo), desde agosto de 2020 a 2023.
El primero en saltar del puesto fue Tomás Ozuna Tapia, quien permaneció en el cargo desde el 16 de agosto de 2020 al 20 de mayo del 2021. En sustitución suya fue posicionado de manera interina Andrés Astacio, quien para ese momento se desempeñaba como vicepresidente ejecutivo de las Empresas Distribuidoras de Electricidad y secretario del Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras de Electricidad.
Ostentó la posición de manera interina hasta el 05 de agosto del 2022, casi un año y cuatro meses, cuando fue nombrado como superintendente de Electricidad, con el decreto 429-22.
Astacio le dio paso a Andrés Portes, nombrado del 12 de agosto hasta el 30 de junio de 2023, cuando fue destituido por el presidente Luis Abinader y en su lugar designado Manuel Mejía Naut, por el Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (CUED).
Los cambios se dieron en momentos en que el país estaba sumido en una serie de prolongados apagones y denuncias casi colectivas de alta facturación, principalmente en zonas donde Edeeste tiene su radio de acción, como en Higüey, provincia La Altagracia.
Hasta el obispo de la Diócesis Nuestra Señora de La Altagracia, monseñor Jesús Castro Marte, llegó a denunciar que el servicio eléctrico por allí se había vuelto un caos, un desastre.
La alta facturación no ha sido exclusiva de Edeeste, las quejas han sido extensivas a Edesur y Edenorte. Ha habido casos, sin aparente justificación, entre agosto de 2020 y 2024, en que el monto de la factura se ha duplicado, triplicado y más.
Y para muestra, las redes sociales y los medios de comunicación tradicionales se han hecho eco de esos reclamos y críticas. La gente hace sus denuncias por las vías públicas y son hartamente conocidas. Según un corte a julio de 2023, más del 80 % de las reclamaciones de los usuarios del servicio eléctrico en el país se debe a las altas facturaciones.
¿Eres justo al cobrar, o no?
Un reporte del Protecom (Protección al Consumidor), de la Superintendencia de Electricidad, indica que entre abril y junio de 2023 se registraron 13,981 reclamaciones, con una tendencia creciente mes tras mes. De estos, el mayor número de reclamos fueron hechos por los clientes de Edeeste, con 9,198 quejas; seguidos de la Edesur, con 3,117 y de Edenorte con 1,442.
Vistas de forma individual por mes, mientras en abril de 2023 la cantidad de reclamaciones fue de 3,485, en junio llegó a las 5,844. Significa que los reclamos se elevaron en un 67.8%.
Los clientes se han quejado por cobros altos y deficiencias de Edenorte, Edesur y Edeeste.
Por suerte llegaron la Vice y Celso
“Con respecto a la generación de electricidad, desde 2020 no se ha instalado un solo megavatio de energía base y se gestionó de forma pésima -tanto operativa como administrativamente- la Central Termoeléctrica Punta Catalina entre el 18 de agosto del año 2020 y el 28 de octubre de 2021. Basta con recordar que por la incapacidad del equipo humano que la gestionaba en ese entonces la planta se quedó sin carbón, lo que provocó una pérdida superior a centenares de millones de dólares”, recordó Aristy Escuder.
Y agregó: “Afortunadamente, el presidente Abinader ha intervenido en el sector eléctrico para reducir la intensidad de la crisis. Para esto designó como cabeza del Gabinete Eléctrico a la vicepresidenta Raquel Peña, la funcionara más eficiente de su administración, y nombró a finales de 2021 como administrador de Punta Catalina a Celso Marranzini, un empresario con amplia experiencia en el sector eléctrico, quien logró recuperar el buen desempeño de esa empresa llevándola a tener nuevamente beneficios anuales de 240 millones de dólares. Posteriormente, el presidente le quitó a Almonte la responsabilidad de las empresas distribuidoras de electricidad y se la asignó a Marranzini”.
En otra parte del abordaje del tema, el economista Aristy Escuder indica: “En una declaración recogida en la prensa, el señor Antonio Almonte insistió en decir que según una auditoría el costo de construcción de la Central Termoeléctrica Punta Catalina fue de unos 3,400 millones de dólares. Afortunadamente, tal como he demostrado en otras ocasiones, Almonte se equivoca. El monto pagado al contratista EPC por la construcción de Punta Catalina, incluyendo el monto correspondiente a la indexación de los hitos, fue de 2,455 millones de dólares. Una suma que se compara favorablemente con otros proyectos similares a nivel internacional”.
Cuando se habla de EPC, eso significa “engineering, procurement, and construction” (ingeniería, procura y construcción). Es un tipo de contrato en el que una empresa se encarga de todo el proceso, desde el diseño y la ingeniería hasta la compra de materiales y la construcción de una instalación.
Según advierte Jaime Aristy Escuder, a la suma anterior, la empresa que realizó el informe de servicios relacionados, no la auditoría, le quiere añadir partidas que denomina “otros costos del dueño,” que incluyen los costos hundidos incurridos durante la licitación así como los costos del carbón, de la cal, los repuestos y otros insumos utilizados para generar electricidad.
“Es extraño que la firma haya tomado en consideración los costos, pero no haya tomado en cuenta los ingresos millonarios que obtuvo la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales, la CDEEE, al colocar en las redes la electricidad que produjo Punta Catalina utilizando esos insumos. Estoy seguro de que esos ingresos superan esos otros costos del dueño, lo cual reduce el costo neto de la inversión”, dijo Jaime Aristy.
El sector minero ha estado en picada y le ha restado bríos a las exportaciones del país.
Dice es un absurdo para dañar la joya de la corona
El economista Jaime Aristy Escuder dejó claro que la empresa que realizó el informe de servicios relacionados (no la auditoría) quiere además añadir, a diferencia de lo que ocurre con otros proyectos de inversión pública, como el metro, teleférico, monorriel, presas, carreteras, entre otros, los intereses generados por los recursos que se utilizaron en la construcción de esa importantísima generadora de electricidad. “Esto es un absurdo que tiene como objetivo dañar la imagen de la joya de la corona del sector eléctrico nacional”, aseguró.
De otro lado, el pobre desempeño que experimentaron las tres principales mineras del país (Barrick Pueblo Viejo, Falconbridge Dominicana -Falcondo- y la Corporación Minera Dominicana -Cormidom-), provocó una caída de las exportaciones de un 3.6%, según el informe Data Market que publica Prodominicana.
En el año 2022, las exportaciones totales ascendieron a RD$12,381.6 millones, mientras que al cierre del 2023 ascienden a RD$11,933.4 millones, para una reducción de RD$448 millones (-3,6%), indica la misma fuente.
