En solo 16 meses la producción de energía eléctrica del país a partir del gas natural, que en estos momentos suma megavatios 670 (AES Dominicana 520 y Basic Energy 150 de su barcaza en el río Ozama), agregaría 950 megavatios del parque generador de San Pedro de Macorís, de completarse la operación de suministro del carburante ofertado por la norteamericana Cheniere Energy a la empresa local AntilleanGas.
De paso, al sumar la energía producida con carbón mineral en la actualidad (300 megavatios) a los 720 megavatios que agregará la central Punta Catalina, el país se libera de la energía producida con derivados de petróleo tanto para la energía de base en el día como para la demanda pico, de 6 de la tarde a 12 de la noche.
A esos 1,720 megavatios se le agregarían otros 150 que en el mismo período de 16 meses incorporaría AES Dominicana con su ciclo combinado de Los Mina V y VI, transformando totalmente la actual matriz energética del país, pues toda la energía de base y aún la de horas pico sería servida por generadores que procesen gas natural y carbón mineral, dejando como “reserva fría” (sólo para casos de emergencia) la energía producida con derivados del petróleo que hoy representan el 45%.
Recordemos que en San Pedro de Macorís operan las siguientes unidades: Quisqueya I, propiedad de Barrick-Goldcorp y Quisqueya II, de Ege-Haina, cada una con capacidad para 230 megavatios, la planta flotante Sultana del Este de Ege Haina de 150 megavatios y Los Orígenes, de los Feris Iglesias, con capacidad para 45 megavatios, constituidas todas por motores en serie de baja revolución que procesan búnker C en la actualidad, pero listos para procesar gas natural con un simple cambio de quemador. También en esa provincia opera la central de tres turbogás de Compañía de Electricidad San Pedro de Macorís (CESPEM), antigua Cogentrix, con capacidad de 300 megavatios que procesa gasoil en la actualidad, pero listapara procesar gas natural.
En efecto, a toda esa energía producida con gas natural que totaliza 1,650 megavatios (950 megavatios de San Pedro de Macorís, 556 megavatios de AES Dominicana y 150 megavatios de Basic Energy), se agregan los 250 megavatios de las Itabo I y II, también de AES en Ege-Itabo y los 45 megavatios de Barahona I (Ege-Haina), más los 720 megavatios de la Central Punta Catalina que construye la CDEE y entraría en operación en el mismo lapso. En total 1,015 megavatios generados con carbón mineral procedente de Colombia.
O sea, que la matriz energética de la República Dominicana pasaría a ser de 1,650 megavatios con gas natural y 1,015 megavatios con carbón mineral, 2,665 megavatios en total, muy superior a toda la demanda pico del país, que es de 2,200 megavatios de 6 de la tarde a 12 de la noche, y de los 1,600 megavatios que se demandan en el día.
Las plantas térmicas de Haina (tres de cinco) de Ege-Haina, el grupo generador Palamara-La Vega de UniónFenosa, todas las unidades de la Compañía de Electricidad de Puerto Plata y las turbogás de San Francisco de Macorís; así como las unidades a gas de Haina, Barahona, San Pedro de Macorís, el grupo generador de 200 megavatios de Barrick-Goldcorp (dos barcazas Estrellas del Mar y la planta Monte Río), y Metaldom, que superan los 700 megavatios en conjunto, pasarían a ser parte de la “reserva fría”, de muy difícil oportunidad de entrar al sistema como lo establece la Ley General de Electricidad. La posib ilidd de que vuelvan a suplir su energía cara está referida a que una de las grandes centrales de producción a gas natural o carbón mineral entren en rehabilitación o avería y las demás de su mismo tipo no puedan suplirlas.
Esta matriz o superestructura de producción energética dominicana pasaría a ser, sin ninguna duda, la más eficiente de Centroamérica y el Caribe y terminaría, de cuajo, con los apagones.
Está en manos del Gobierno la autorización para la firma del contrato de suministro de la empresa Cheniere Energy, líder de la licuefacción del gas natural en Estados Unidos, cuyos principales ejecutivos vinieron al país esta semana para oficializar su propuesta.
El primer beneficio que recibirían todos los usuarios del servicio eléctrico, además del mencionado terminación de los apagones, es una reducción considerable de la tarifa.
En la actualidad, las tres distribuidoras de electricidad estatales pagan un promedio de US$18 centavos el kilovatio-hora a los generadores (hay contratos, como el de CESPEM que llegaron a facturar US$35 centavos y los generadores eólicos superan con mucho ese promedio).
Recientemente y con motivo de las negociaciones en el Consejo Económico y Social para un Pacto Eléctrico, las facultades de Ingeniería y Arquitectura y de Ciencias Económicas y Sociales de la UASD presentaron una propuesta en la que calculan el costo de la energía a precios actuales. El informe dice que la energía producida con:
— Motores tipo diesel con búnker C cuesta US$13.24 centavos kilovatiohora.
— Plantas a vapor que procesan búnker C US$15.34 centavos kilovatios-hora.
— Turbo Gas con gas natural US$9.50 centavos el kilovatio-hora.
— Turbo Gas con ciclo combinado y gas natural US$6.08 centavos el kilovatio-hora.
— Plantas a vapor alimentadascon carbón mineral US$5.73 centavos el kilovagtio-hora.
Según este diagnóstico de la UASD, sustentado por un extenso grupo de ingenieros electromecánicos y economistas liderados por el ingeniero José Luis Moreno San Juan, al sistema interconectado sólo pasarían a suplir unidades cuyos costos para las distribuidoras, después de incorporados beneficios razonables al generador, variarían de 9.50, 6.08 a 5.73 centavos de dólar el kilovatio-hora, promediando menos de la mitad de los que es ahora el precio promedio a que suplen los generadores a las intermediarias.
Así las cosas, sería la central a carbón mineral de Punta Catalina con sus 720 megavatios la primera ameritada para entrar a líneas y la que marcaría el paso para fijar el precio de la tarifa eléctrica para todos los usuarios.
Cheniere Energy es la más grande licuefactora de gas natural de los Estados Unidos.
La visita de los ejecutivos de Cheniere Albert Nahas y Renato Pereyra esta semana, estuvo precedida de otra del vicepresidente norteamericano Joseph Biden acompañado de una alta ejecutiva de la misma firma, que el año pasado garantizaron al presidente Danilo Medina estarían en disposición de suplir gas natural a finales del 2015.
En esta ocasión, los señores Nahas y Pereyra visitaron al administrador de la CDEEE, licenciado Rubén Jiménez Bichara, a los ejecutivos de Antillean Gas y de Barrick-Goldcorp para despejar cualquiera duda de que pudiera existir en ese sentido, como las había expresado el propio Jiménez Bichara.
Mediante una inversión multimillonaria, Cheniere Energy concluye este año dos gigantescas plantas de licuefacción del gas natural de esquisto (tracking) que se extrae en Estados Unidos, mayor productor mundial de ese carburante.
Las plantas son la Sabine Pass, en la costa de Louisiana, Corpus Christi, en la costa Corpus Christie, Houston. De las dos, es la Sabine Pass la que está lista para iniciar sus exportaciones este mismo año. La Corpus Christi lo hará en el 2018.
Por disposición ejecutiva de los Departamentos de Estado y de Comercio de los Estados Unidos este gas natural de esquisto sólo está disponible para exportar a los Estados “socios” de ese país, en particular a los beneficiarios de acuerdos de libre comercio, como es el caso de Centroamérica y la República Dominicana.
Importantes conclusiones se extraen de esta propuesta de la empresa privada Cheniere Energy avalada por el gobierno de los Estados Unidos de América, una vez sea adoptada por el gobierno en asociación con el sector privado.
1.- Convierte al país en uno de los más eficientes productores industriales, agroindustriales y agrícolas con capacidad exportadora de la región y de América Latina, por la garantía de energía eléctrica a bajo precio.
2.- Confirma la oportuna que fue la decisión del gobierno de erigir la central Punta Catalina alimentada a carbón mineral, porque apoyada en la Ley General de Electricidad será la marcadora de precios, rompiéndose, de esa manera, el mecanismo oligopólico de fijación de precios de los generadores privados.
3.- El establecimiento de otra terminal receptora de gas natural en la Costa Este-Sur y a poca distancia de la de Andrés, Boca Chica, y en la misma trayectoria de los ciclones, precisamente en el lugar donde se encuentran las terminales del Este en San Pedro de Macorís, Refinería Dominicana de Petróleo en Haina y Opuvisa en Azua implican un alto riesgo, pues esa es la zona de tránsito histórica de los ciclones.
4.- Por lo anterior, el Estado Dominicano tiene el reto de, asociado al sector privado o por cuenta propia, iniciar todas las diligencias necesarias para instalar una gran terminal de gas natural en la coste Norte, en Manzanillo, donde tiene todas las facilidadespara hacerlo, máxime si cuenta con el atractivo de suplir gas natural al vecino Haití que lo independice del carbón de leña y energía eléctrica que allí también hace falta. Con ello diversificaría los riesgos de concentra en una sola costa todas sus terminales energéticas.
5.- Para todos los efectos, esta decisión introduce cambios sustanciales a la estrategia contenida tanto en la propuesta contenida por los ministerios de la Presidencia y de Energía y Minas como del sector privado para ser conocidas en el Consejo Económico ySocial con vistas al Pacto Eléctrico. Se trata de un nuevo escenario, no consignado, por ninguna de esas propuestas.
6.- El Estado, por su condición de oferente de energía barata (carbón e hidroeléctrica), poseedor de la estructura de transmisión y de distribución, se convierte en un regulador eficiente del sistema. Faltaría sólo que verticalice toda la estructura eléctrica en una sola empresa y que fortalezca los instrumentos reguladores, ahora que entra en escena el nuevo y reluciente ministerio de Energía y Minas.
