Un informe del Instituto de Energía de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD) arroja que la conversión de la planta a carbón Punta Catalina a gas natural conllevaría un costo inicial de US$395.20 millones.
La investigación revela que este monto se dividiría en tres renglones: US$263.38 millones para suministro de gas que comprende un gasoducto de 125 kilómetros desde Boca Chica hasta Punta Catalina, US$46.25 millones para la modificación a las calderas y US$85.57 millones por energía no suplida durante la conversión.
Documentos del Instituto de Energía de la UASD, que dirige José Luis Moreno, destacan que los resultados evidencian grandes erogaciones de fondos desde el gobierno en pos de una mitigación de un pasivo ambiental sobredimensionado, por lo que “la evaluación demuestra que la conversión planteada constituye un proyecto no factible”.
El informe que fue presentado este lunes muestra que los costos variables por combustible serían más altos, y las plantas de la Central Termoeléctrica Punta Catalina (CTPC) se despacharían luego de que sean despachadas todas las plantas constituidas por ciclos combinados y motores diesel, de eficiencias térmicas más altas, que usen como combustibles gas natural al satisfacer la curva diaria de demanda de potencia del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
La motivación para realizar esta investigación es que las autoridades del Gobierno, según la entidad de la UASD, han recibido propuestas de personas e instituciones, tanto nacionales como internacionales, para modificar las instalaciones de la planta y el equipamiento de generación, para utilizar gas natural como combustible, sustituyendo al carbón mineral usado actualmente.
El Instituto de Energía señala que las plantas de la CTPC pasarían de ser unidades de base a ser unidades marginales que operarían según el precio spot del mercado, por lo que se prevé que operarían con un 64% de factor de despacho en comparación al 100% de la actualidad.
Además, agrega que el volumen de la energía generada anualmente disminuiría en la misma proporción, e 5.7 teravatio-hora (TWh) a 3.7 TWh, lo que implica que Punta Catalina pasaría de percibir alrededor de US$258 millones anuales de la actualidad a tener pérdidas anuales cercanas a US$55 millones.
Este análisis específica que la conversión de CTPC a gas natural generaría un aumento en el subsidio de las Edes por comprar energía más cara, tanto durante el proceso como después, cuyos costos operativos aumentarían por usar un combustible más caro.
“Para mitigar los otros impactos ambientales, excluyendo el dióxido de carbono, actualmente existen mecanismos tecnológicos que contribuyen a reducir las emisiones por debajo de lo indicado en las normas internacionales, que toman en cuenta la cantidad de plantas a carbón en la zona, muchos de ellos en uso en la actualidad en la CTPC”, refleja el informe.
En cuanto a las cenizas, añade que es mucho más factible para mitigar el impacto ambiental que la conversión, el uso como materia prima de la industria de producción de cemento Portland en volúmenes que disminuirían la acumulación de las mismas en el depósito, y cuya gestión debe cumplir con lo normado.
La central
Punta Catalina está localizada en la provincia Peravia con dos plantas de generación de 376 megavatios (MW) brutos cada una, para un total de 752 MW brutos y fueron diseñadas para operar utilizando carbón como combustible. El complejo incluye un puerto que da al mar Caribe, construido para facilitar la descarga del carbón que sería suplido por importaciones.
El proceso de ejecución de esta planta dio inicio el 13 de diciembre de 2013 y su puesta en operación se realizó a finales de julio del 2020. Se estima que la inversión realizada ascendió a US$2,450 millones.
La finalidad de construir estas plantas fue impactar favorablemente en los costos de comercialización de la energía eléctrica, y así reducir significativamente el precio de venta a los usuarios de este servicio en todo el país.
La reducción se estimó que iría desde US$0.14/kWh hasta US$0.075/kWh. Esta diferencia sería producto de utilizar un combustible más barato en una planta de mayor escala en el SENI (30% de la producción anual de energía), lo que le daría prioridad en el orden de despacho y desplazaría parte de la energía eléctrica de mayor costo adquirida desde otros generadores.
Plantas de CTPC
El Instituto de Energía señala que estas pasarían de unidades de base a unidades marginales que operarían según el precio del mercado spot, con un 64% de factor de despacho en comparación al 100% actual.
