El “holding” eléctrico estatal, incluido el Ministerio de Energía y Minas, la Superintendencia de Electricidad, la Comisión Nacional de Energía, y la CDEEE se encuentran en sesión permanente para dar seguimiento a los apagones que afectan a la población producto de la salida de varias plantas generadoras del Seni (Sistema Eléctrico Nacional Interconectado), situación que obligará a comprar energía en el mercado “Spot” y que amenaza con impactar las finanzas públicas con US$30 millones mensuales adicionales.
Un reporte del sector eléctrico explica que la salida de 300 megavatios de AES Andrés desde el 3 de septiembre por la caída de un rayo “tiene un impacto encadenado de repercusiones mayores tanto en costos como en desabastecimiento”.
No obstante, AES Andrés informó ayer que a final de mes tiene previsto entrar al sistema.
Recordó que la turbina de vapor de 121MW se vio afectada por una descarga eléctrica como consecuencia de condiciones climáticas adversas.
Las autoridades del sector eléctrico estiman que la situación puede significar un incremento del subsidio eléctrico de US$30 millones mensuales, los cuales se agregan a los US$200 millones que aumentará el subsidio este año por las alzas del precio del petróleo.
El presupuesto para el subsidio este año es de US$425 millones, por lo que los precios obligarán a buscar al menos US$200 millones adicionales y, de mantenerse la situación de desabastecimiento actual, 30 millones mensuales adicionales, para un total de no menos de 90 millones en los últimos tres meses del año, lo cual llevaría el subsidio eléctrico a por lo menos US$715 millones, explican.
La generadora Barahona Carbón, de 45 megavatios, anunció que saldrá del sistema por mantenimiento programado por 45 días, y a eso se agrega que la CESPM, de 300 megavatios, ha anunciado mantenimiento programado de sus unidades a finales de este mes y principios de octubre lo cual implicará su salida escalonada y en ocasiones total entre octubre y diciembre. y en un período de tres meses tendrá fuera entre 150 y 200 megas.
Alternativas
Las autoridades del sector analizan poder despachar energía de plantas con alto costo como San Felipe (170 megavatios) y las Turbo Gas de EGE Haina (90 megavatios), lo cual podría compensar en parte con un aporte de alrededor de 260 megavatios de elevado costo. AES Andrés está gestionando una negociación con Seaboard (106 megavatios) para comprarle su energía y colocarla en línea mientras termina la primera parte de sus reparaciones, con lo que cumple parte de su compromiso contractual de suministro. Aún con la entrada a plena capacidad de las Haina Gas, San Felipe y Seaboard (366 megavatios) no serían suficientes para compensar el déficit de 500 y 600 megas por las salidas por averías y mantenimiento programado de AES Andrés, Barahona Carbón y CESPM, a lo que se agregan otras salidas no programadas.
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AES EXPLICA LA SITUACIÓN MEDIANTE UN COMUNICADO
AES. La turbina a gas natural de la generadora AES Andrés podría retornar al Seni entre el 24 y 30 de este mes, luego de que el pasado lunes 3 su turbina de vapor fuera afectada por una descarga eléctrica, que le ocasionó serios daños. “Nos encontramos trabajando arduamente, con todo el apoyo gubernamental y de nuestra Corporación en lograr el arranque de la turbina a gas natural de AES Andrés, entre el 24 y 30 de este mes, con una inyección entre 110 a 115 megavatios, mientras trabajamos en paralelo en soluciones para elevar esta producción hasta 200 megas en el menor tiempo posible. Además, identifica las opciones para una total recuperación de la turbina de vapor y retornar la operación regular del ciclo combinado”. Destaca que Itabo I y II, DPP V, VI y VII se mantienen en operación con una producción de 568 megavatios en promedio, representando entre el 26% y 28% del total de generación que se inyecta en el sistema en este momento.
