El petróleo ya no es vital en la generación eléctrica de República Dominicana

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El petróleo ya no es vital en la generación eléctrica de República Dominicana

Los esfuerzos del Gobierno por ampliar la diversificación de la matriz de generación eléctrica en la última década han dado sus frutos, a tal grado que la electricidad producida con combustibles derivados del petróleo bajó de más de un 50% a menos de 7% en su aporte al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), con una aplicación considerable en la participación del gas natural, carbón mineral y energía renovable.

Uno de los principales problemas de costos que históricamente han enfrentado las empresas de servicio eléctrico es el de la generación, debido a que la mayoría de plantas en el SENI operaba con combustible fuel oil, derivado del petróleo.

Para enfrentar esa situación, el Gobierno dominicano puso énfasis en dar prioridad a proyectos de generación que utilizaran combustibles distintos al petróleo, que resultaran más baratos y menos lesivos al medio ambiente.

Es así como, desde el año 2012 a la fecha, la priorización de proyectos de energía renovable (eólica, solar y de biomasa) dio como resultado inversiones privadas que aumentaron la capacidad instalada de ese tipo de electricidad, de 33 megavatios (Mw) a 558 Mw al cierre de 2020, lo que representa el 11.3% de la capacidad instalada de generación en el país que es de 4,921 megavatios.

El potencial de las renovables es aún mayor, pues si bien se hicieron realidad al menos una decena de proyectos en los últimos ocho años, en la actualidad las autoridades tienen 38 concesiones provisionales de energía renovable, 48 concesiones definitivas y 15 en trámite.

Punta Catalina
El proyecto de construcción de la Central Termoeléctrica Punta Catalina (CTPC) por parte del Estado fue uno de los más controversiales de la gestión gubernamental pasada (2012-2016-2020), por su elevado costo y por ser una obra eléctrica con base en carbón mineral, de alta contaminación.

Sin embargo, esta obra, con una inversión que ronda los US$2,500 millones, no solo aporta al SENI alrededor de 720 Mw netos, sino que también fue el motivo para que el sector privado agilizara sus inversiones en proyectos de conversión a gas natural de plantas que operaban con fuel oil de petróleo, a los fines de abaratar sus costos y competir.

Con la entrada al sistema de los 720 megavatios de Punta Catalina, también se desarrolló la inversión privada para convertir a gas natural las plantas de fuel oil de la Compañía Eléctrica San Pedro de Macorís (CESPM) de 300 megavatios, así como las unidades de Quisqueya I y II con 430 Mw de forma conjunta, las cuales operan con el gas natural proveniente de la terminal de Andrés, a través de un gasoducto que se construyó para tales fines.

Con la entrada adicional de esos 730 Mw a gas natural y los ya existentes (Aes Andrés 300, Los Mina V y VI y su ciclo combinado 315, Estrella del Mar 100) la matriz de generación con ese combustible más barato y menos contaminante se acerca a los 1,450 megavatios.

En tanto que, la matriz con carbón mineral, que aunque es contaminante, resulta mucho menos costoso que el petróleo combo combustible, suma los 720 megavatios de Punta Catalina a 56 Mw de Barahona Carbón y 240 de las Itabo I y II, para un aporte constante cercano a los 1,300 megavatios.

Resultado favorable
El Organismo Coordinador (OC) de la Superintendencia de Electricidad (SIE) indica en un informe que durante el año 2019 el 44.9% de la electricidad producida para el SENI provino de plantas de fuel oil derivado del petróleo, mientras que la generación a gas natural y carbón mineral representó en conjunto un 43.2%.

Un año después, para diciembre de 2020, el aporte al SENI de electricidad con fuel oil bajó a 6.6%, mientras que la generación con gas natural y carbón mineral fue de 79%. El resto lo aportaron unidades de generación renovable y las hidroeléctricas del Estado.

El pasado mes de enero, la de generación con fuel oil aumentó a 19%, debido a que la unidad 2 de Punta Catalina permanece fuera por una avería en su caldera, al igual que una de las unidades de Itabo, lo que se espera vuelva a los niveles de diciembre 2020 cuando concluyan las reparaciones.

El valor de la electricidad
Antes de que se ampliara la diversificación de la matriz energética para depender menos del petróleo, se hablaba de costos del kilovatio/hora de 14 centavos de dólar y hasta más de 20 centavos de dólar.

Sin embargo, el año pasado, las distribuidoras Edenorte, Edesur y EdeEste compraron la electricidad a un costo promedio de 9 centavos de dólar la energía por contratos y 7 centavos de dólar en el mercado spot, una reducción de costos que se debe a la variación de la matriz con más generación de gas natural y carbón mineral, de menos costo, en sustitución de la cara generación con fuel oil.

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