Santo Domingo (República Dominicana).- Roberto Herrera, gerente general de la Compañía de Electricidad San Pedro de Macorís (CESPM), fue elegido Presidente de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE) durante una asamblea realizada el pasado martes por la organización que reúne a las principales empresas de generación eléctrica del país.

Roberto Herrera asume la presidencia en momentos en que se desarrollan las discusiones para arribar al esperado pacto eléctrico que deberá resultar en mejor calidad de energía sin interrupciones las 24 horas del día y en un sistema eléctrico estable y financieramente sostenible.

El también director ejecutivo del Consorcio Energético Punta Cana-Macao (CEPM) tiene en frente el reto de dar continuidad a los trabajos que lleva a cabo ADIE conjuntamente con otros actores relacionados al sistema eléctrico nacional en miras de lograr el desarrollo de una industria eléctrica eficiente, amigable con el medio ambiente y que satisfaga las necesidades de los consumidores.

Roberto Herrera agradeció al pasado presidente Marcos Cochón por su sobresaliente labor en beneficio de la asociación y su destacado papel en el esclarecimiento a la población de algunos mitos que históricamente han rodeado el sistema eléctrico dominicano.

Marcos Cochón, también manifestó su compromiso en, conjuntamente con los demás miembros de la asociación, continuar generando ideas con miras a la mejora del sistema eléctrico.

Sobre el nuevo presidente de ADIE

Roberto Herrera es el gerente de país de Interenergy Holdings para la República Dominicana. Es vicepresidente del Consejo de Directores y director ejecutivo del Consorcio Energético Punta Cana-Macao (CEPM), y gerente general de la Compañía de Electricidad de San Pedro de Macorís (CESPM) y de su operadora BasicRD. Economista graduado de las Maestrías en Administración de Empresas de la PUCMM y de Negocios Económicos de la Universidad de Strathclyde en Glasgow, Escocia, esta última gracias a una beca Chevening del Gobierno Británico.   También es presidente de EcoRED (Red Nacional de Apoyo Empresarial a la Protección Ambiental) y vicepresidente de la Mesa Redonda de los Países de la Mancomunidad.

Roberto también es miembro de los Consejos Directivos del CONEP, AIRD, AMCHAMDR y ADIE. En AMCHAMDR es segundo vicepresidente y presidente del Comité Organizador de la Semana Dominicana en los E.E.U.U.  También es presidente de la Junta Directiva del hogar Nuestros Pequeños Hermanos en la RD. y Vice Tesorero en la Fundación Sinfonía. Es un miembro activo del Capítulo para la República Dominicana de la Young Presidents Organization (YPO), Young Global Leader 2013 por el Foro Económico Mundial y miembro de ANJE.  

 

 

 

Con buen ánimo iniciaron este lunes las discusiones de las propuestas consolidadas de los distintos sectores para arribar al pacto eléctrico. El sector social, empresarial, el gobierno, sindicatos y otros interesados participaron ayer en las seis mesas de dialogo en la búsqueda de un consenso que deberá terminar con la mejora del sistema eléctrico nacional.

Las primeras horas sirvieron para conocer la metodología establecida por el Consejo Económico y Social para el conocimiento de las propuestas, las discusiones y el consenso; y de inmediato se procedió a la lectura y debate de las propuestas iniciales.

Las propuestas enviadas por los diversos sectores, personalidades y las que se recogieron en las consultas regionales dieron como resultado una matriz que luego se dividió en seis grandes ejes con sus respectivas categorías y sub categorías. Los ejes fueron divididos de la siguiente manera: 

·         Eje 1 Marco Institucional y Regulatorio

·         Eje  2‐  Generación

·         Eje  3- Transmisión

·         Eje  4 Distribución.

·         Eje  5 Aspectos Tarifarios y Financieros

·         Eje  6 Consumidores (Usuarios)

Desde que se emitió el decreto para el pacto eléctrico, la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica ha manifestado que, para que este acuerdo tenga sentido, debe tener como centro al consumidor para que este al final pueda obtener un servicio eléctrico de calidad, 24 horas y a precio competitivo.

 

En el país los clientes regulados están sometidos a diferentes tipos de facturación los cuales son determinados por el voltaje al que están conectados a las redes de distribución y la demanda máxima o energía consumida en un mes. Los clientes pueden elegir libremente cualquiera de las opciones tarifarias, con las limitaciones establecidas en cada caso y dentro del nivel de tensión que les corresponda. Los distribuidores están obligados a aceptar la opción tarifaria que los clientes elijan.

En la actualidad existen siete tipos de facturación de las cuales cuatro pertenecen a baja tensión que comprende clientes conectados a niveles de voltaje inferiores a los 1,000 voltios, las tres restantes están definidas para los clientes conectados en media tensión. En una entrega anterior abordamos los tipos de tarifas aplicables a los clientes en baja tensión (voltaje inferiores a los 1,000 voltios), en esta entrega hablaremos sobre las tarifas aplicables a los clientes conectados a niveles de tensión igual o mayor a los 1,000 voltios y menores o igual a los 34,500 voltios.

Son clientes en media tensión aquellos que están conectados a redes cuyo voltaje es inferior o igual a 34,500 Volts y superior o igual a 1,000 Volts.

En media tensión regirán las tarifas MTD y MTH, que serán iguales en estructura y condiciones de aplicación a las tarifas BTD y BTH, respectivamente, difiriendo sólo en los precios unitarios correspondientes.

Los consumos correspondientes a clientes de media tensión podrán ser medidos en baja tensión, aplicándose en este caso sobre los cargos por energía y potencia de la tarifa correspondiente, un recargo por pérdidas de transformación igual a un 1%.

La tarifa MTD tiene dos variantes la MTD-1 y la MTD-2. La MTD-1 puede aplicar a cualquier tipo de cliente conectado a media tensión, en cambio la opción tarifaria MTD-2 está reservada para las zonas francas y todos los sectores industriales del país (que procesen materias primas).

La tarifa MTD-1 (media tensión con potencia máxima)

 Esta tarifa está definida para los clientes en media tensión, es decir, aquellos que están conectados a redes a un nivel de tensión inferior a 34,500 Voltios y superior o igual a los 1,000 voltios, y sólo podrán optar por las tarifas de media tensión, aquellos clientes cuyos suministros estén interconectados en media tensión y cuya potencia conectada sea igual o mayor a 50 KVA para suministros monofásicos, y de 75 KVA para suministros trifásicos. En ambos casos, el cliente deberá contratar con la empresa de distribución, como mínimo, el 60% de la potencia conectada. La tarifa MTD-1 se les aplicará a los usuarios residenciales y comerciales interconectados en media tensión.

Los cargos aplicables al tipo de tarifa MTD-1 son los siguientes:

a)    Cargo fijo mensual.

El valor correspondiente se aplicará incluso si el consumo del cliente es nulo.

b)    Cargo por energía.

Se obtendrá multiplicando los kilowatts-hora de consumo de energía por su precio unitario.

c)    Cargo por potencia máxima.

Se obtendrá multiplicando la potencia máxima del cliente en kilowatt por su precio unitario y se aplicará incluso si el consumo de energía es nulo.

 

MTD-2 (Media tensión con demanda 2)

Podrán optar por estas tarifas los clientes en media tensión, es decir, aquellos que están conectados con su empalme a redes cuyo voltaje es inferior o igual a 34.5 kV y superior o igual a 1.000 Voltios, sólo podrán optar por esta tarifa aquellos clientes cuya potencia conectada sea igual o mayor a 50 KVA para suministros monofásicos, y de 75 KVA para suministros trifásicos. En ambos casos, el cliente deberá contratar con la empresa de distribución como mínimo el 60% de la potencia conectada. La variante de la tarifa MTD-2 se aplicará sólo a la asignación inicial del artículo 4 de la Resolución 237-98, a las zonas francas y a todos los sectores industriales del país (que procesen materias primas).

Los cargos aplicables al tipo de tarifa MTD-1 son los siguientes:

a)    Cargo fijo mensual.

El valor correspondiente se aplicará incluso si el consumo del cliente es nulo.

b)    Cargo por energía.

Se obtendrá multiplicando los kilowatts-hora de consumo de energía por su precio unitario.

c)    Cargo por potencia máxima.

Se obtendrá multiplicando la potencia máxima del cliente en kilowatt por su precio unitario y se aplicará incluso si el consumo de energía es nulo.

 

MTH (media tensión con potencia máxima horaria)

Podrá optar por estas tarifas cualquier cliente en media tensión, es decior, aquellos que están conectados a redes cuyo voltaje es inferior o igual a 34.5 kV y superior o igual a 1.000 Voltios.

Los cargos aplicables al tipo de tarifa MTH son los siguientes:

a)    Cargo fijo mensual.

Es independiente del consumo del cliente y se aplicará incluso si dicho consumo es nulo.

b)    Cargo por energía.

Se obtendrá multiplicando los kilowatts-hora de consumo de energía por su precio unitario.

c)    Cargo por potencia máxima.

Se obtendrá multiplicando la potencia máxima del cliente en kilowatts por su precio unitario y se aplicará incluso si el consumo de energía es nulo.

d)    Cargo por potencia máxima en horas de punta

Se obtendrá multiplicando la potencia máxima en horas de punta del cliente en kilowatts por su precio unitario y se aplicará incluso si el consumo de energía es nulo; las horas de punta son aquellas donde se registra la demanda máxima de potencia del sistema eléctrico nacional.

Es importante conocer qué tipo de contrato tenemos porque los montos a pagar por energía y cargo fijo para cada tipo de tarifa pueden variar significativamente de un tipo de factura a otra.

Las Empresas Distribuidoras de Electricidad presentaron los siguientes resultados en el período enero – mayo 2015 (las comparaciones que se presentan respecto al año 2014,refieren específicamente al período de enero – mayo de ese año):

• Compraron 5,121.2 GWh, 3.9% más energía que en el mismo período del año anterior.

• El precio medio de compra y de venta de energía se situaron en 12.73 y 17.68 USCents/kWh respectivamente (disminuyendo en 3.89 USCents/kWh y 0.86 USCents/kWh respectivamente, con relación al mismo período del 2014).

• La factura por compra de energía ascendió a US$659.1 MM (para una reducción de 20.4% respecto a 2014), mientras que la facturación por venta de energía fue de US$ 618.0 MM (1.3% más que en 2014).

• Las pérdidas de energía (año móvil) se situaron en 31.5%.

• Los cobros por concepto de energía se situaron en US$596.8 MM, siendo US$2.8 MM más que el 2014 y representando un aumento de 0.5%.

• El Índice de cobranza (año móvil) fue de 95.3%.

• El C.R.I. (año móvil) fue de 65.3%.

• El índice de recuperación de energía (año móvil) fue de 65.5%

• Los Gastos Operativos fueron de US$146.1 MM.

• Se ejecutaron inversiones por US$59.8 MM, disminuyendo US$20.1 MM con respecto al 2014.

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