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Category: Eficiencia Energética

  • Frecuencia para Red de Transmisión vs las Resoluciones natimuertas

    [vc_row][vc_column][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717774602029{margin-bottom: 45px !important;}\”]La solución del almacenamiento de energía en baterías para Regulación Frecuencia para Red de Transmisión vs las Resoluciones natimuertas CNE AD-0003-2023 y CNE AD 0004- 2023.

    Como preámbulo al centro de esta parte del artículo y para poder explicar su consonancia con el título de esta sección. Es de rigor hacer el siguiente preámbulo contextualizando a nivel internacional esto, que es una situación mundial, con sus mayores o menores bemoles por regiones y países.

    El sistema eléctrico de potencia -o la red eléctrica de alta tensión- es uno de los inventos más sorprendentes de la humanidad. Cuando la Academia Nacional de Ingeniería de los Estados Unidos ranqueó los inventos más importantes del siglo XX, el número uno en esa lista fue el sistema de energía eléctrica.

    No habrá transición energética sin redes de transmisión eléctrica robustas. La infraestructura de transmisión en alta tensión es fundamental para permitir la migración hacia las energías renovables, y al mismo tiempo garantizar una energía segura, confiable, asequible y sostenible para los usuarios. Actualmente, a nivel mundial, están operativas cerca de 80 millones de kilómetros de redes de transmisión.

    Un reporte del 2017 de la Sociedad Americana de Ingenieros Civiles «ASCE»1muestra que la mayoría de las líneas de transmisión y distribución «T&D» en los Estados Unidos se construyeron en las décadas de 1950 a 1970, con una esperanza de vida de 50 años. Por lo tanto, esta infraestructura envejecida no fue diseñada para satisfacer la demanda actual, ni con la suficiente resiliencia como para poder soportar los eventos climáticos severos que ocurren.

    Además, cuando las líneas no pueden transmitir toda su potencia, se producen restricciones, que son reducciones forzadas conocidas como “curtailment” o vertimiento. Es cuando los generadores enfrentan el riesgo de que, una vez conectados a la red, no puedan inyectar toda la potencia generada debido a dichos condicionamientos y su facturación se resiente.

    Dado que las redes de transporte se dejaron de construir en simultáneo con la incorporación de nueva capacidad, rápidamente se saturó el sistema eléctrico. Debido a ello, no puede mantenerse al día con las demandas modernas de los generadores y consumidores de electricidad y maximizar el ingreso de importantes volúmenes de solar y eólica. Esto sumado a la rigidez de los operadores de red para la conexión de los proyectos.

    Como resultado, en muchos países. Y la Republica Dominicana tampoco es la excepción. La congestión crónica de la red y la disponibilidad limitada de capacidad de transmisión están obligando a que los proyectos presentados queden en cola de espera de capacidad de nodo de interconexión, y algunos quizás nunca lleguen a construirse. Por otro lado, los que ya están operativos no pueden evacuar toda su generación y sufren permanentes restricciones de despacho, deteriorando su rentabilidad y no ayudando a disminuir los costos de electricidad para los usuarios.

    Esto representa un desafío cada vez mayor para los desarrolladores de proyectos de energías verdes, lo que ralentiza la integración de recursos limpios y baratos en la red de transmisión y/o de alta tensión. Por ello, los reguladores y encargados de formular políticas energéticas deberían priorizar la revisión de la interconexión de generadores renovables y la optimización de la transmisión vía mecanismos como el BESS, es decir, el almacenamiento de energía en baterías, pero por sus siglas en Ingles (Batery Energy Storage System) para la inyección y venta de energía para servicios auxiliares, es decir, para regular frecuencia en nuestras redes de transmisión.

    La procrastinación, por falta de recursos, respecto a la construcción de nuevas líneas de transmisión indefectiblemente aumentará el costo de la electricidad a corto y mediano plazo en general, pues esa volatilidad de las ER unida al congestionamiento de nuestro sistema de transmisión, obligará al despacho de energía térmica de respaldo que encarece el costo marginal de energía en muchos momentos. A menos que cuanto antes entren en funcionamiento proyectos de mitigación como por eje. Los Sistemas BESS, mientras las futuras líneas de transmisión vayan construyéndose. Un proceso, que si o si tomara años, aún y cuando la ETED (Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana) tuviese el dinero para dichas inversiones en estos momentos.

    En tal sentido la Resolución de la CNE-AD-0003-2023, en su artículo 33. Establece dos opciones a ser consideradas para el funcionamiento del sistema BESS en nuestro SENI: RV: y Cito:

    Almacenamiento acción rápida (corta duración).

    Almacenamiento de larga duración.

    Visualizamos que el almacenamiento de acción rápida será viable en la medida en que se actualice la regulación y se reconozca el pago de servicios complementarios a este tipo de facilidades.

    RV: Fin de la cita

    Pero no indica ni da la señal de precio puntual necesaria para este servicio acción rápida o corta duración (el BESS por eje.) dejando implícito que será un tomador de precios, ósea, del Costo marginal de energía o Spot vigente en cada momento. Amparándose para no indicar un precio el que la Ley # 125-01 y su Reglamento de aplicación, no menciona tal posibilidad. Aquí.es de rigor hay que recordar que esta Ley #125-01 y su Reglamento antes indicados son del año 2001 (22 años atrás) sujetos a otra realidad y sin estar disponibles estas tecnologías como a los que nos referimos, de manera costo-eficiente. Y, por otra parte, en rigor también recordar a la CNE junto a la SIE de algo que quizás se olvidan, y que en este contexto es lo más importante contemplado en toda Regulación, como la vigente, y es que, ante lo imprevisto, el Regulador debe Accionar. Pues ni la demanda ni la inestabilidad en operación del Sistema (SENI) se sientan a esperar que el legislador y las autoridades se tomen su tiempo para modificar artículos, con la celeridad que la realidad, regida por leyes físicas. Demanda.

    Por último, la Resolución de la CNE-AD-0004-2023 para las Condiciones de Tramitación para Concesiones BESS Capitulo V. 28 i), ii), iii) y iv). Y Capitulo VI. Art. 30 y 31. En particular este último Artículo 31, junto al Articulo 33 del Capitulo V son la que matan la posible gallina de los huevos de oro. Es decir. Me refiero a cercenar la señal económica para que haya la inversión pronto y rentable para el Almacenamiento de Energía en Baterías o BESS para la venta de servicios auxiliares a la Red, que es lo único que garantiza que sea viable y lógico destinar $ para ello, lo que además es físicamente vital para la operación del sistema, en lo que dentro de unos 5 o 6 años entre toda esa energía de base en Ciclo Combinado ya licitada, y en otros casos en construcción..

    Por último. Como ya se mencionó anteriormente, ningún país o región se desarrolla o crece si no hay desarrollo de energía. Para colmo, no se puede seguir incorporando gigawatts (GWs) de potencia si no se puede transportar y programar su despacho en forma confiable y sin intermitencias. Ambos temas deben ir de la mano.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

  • Reguladores para Transmisión vs Penetración Renovables

    [vc_row][vc_column][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717774512288{margin-bottom: 45px !important;}\”]Potencia y almacenamiento en baterías, los gigantes olvidados de nuestros Reguladores para Transmisión vs Penetración Renovables

    De qué sirve otorgar contratos a los inversionistas de ER que cuentan con Concesiones Definitivas, pero que el SENI no cuenta con disponibilidad en las redes de Transmisión para interconectar estos proyectos, ¿tiene esto algún sentido? La respuesta simple es que NO.

    Mas de una comisión, como la Comisión Interinstitucional en 2018 compuesta por el MEM, la CNE, la SIE, la otrora CDEEE y la ETED. Así como más de una vez, Eje. Consultoría Tetra-Tech       2021-0202, se ha recomendado y hacer los aprestos regulatorios y administrativos para realizar una licitación para explotar los proyectos potenciales con posibilidades de interconectarse inmediatamente al SENI, así como, habilitar MW adicionales que se lograrían liberando líneas a 138kv que actualmente se operan a 69kv, lo que se lograría con poca inversión. Lo que no es limitativo para aquellos inversionistas que se interesen en construir las líneas de transmisión necesarias para su interconexión al SENI, a sabiendas que esta alternativa no es de corto plazo, puesto que el diseño, presupuesto, financiación, obtener las servidumbres requeridas y la construcción, se toman varios años. Por lo que mientras, lo que no es recomendable ocurriera es que se otorguen PPA´s de manera directa a proyectos que no tienen posibilidad de interconectarse en el corto plazo y que no sean frutos de licitaciones realizadas por las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDE´s).

    Lo anterior unido a que mientras estas nuevas líneas de transmisión ocurren, existe una herramienta ya en operación en muchos sistemas, como lo es el almacenamiento de energía en baterías o BESS por sus siglas en Ingles (Batery Energy Storage System) para la inyección y venta de energía para servicios auxiliares, es decir, para regular frecuencia en nuestras redes de transmisión. Debido a que como es de conocimiento de todos, las Energías Renovables (ER) son inestables por su propia naturaleza, pues ni el viento sopla cuando la demanda lo requiere ni el sol irradia cuando a veces esa misma demanda mas lo necesita. Por lo que las ER generan una situación que, por su propia naturaleza, ellas no lo pueden resolver. Recordemos que la Energía Eléctrica se rige por leyes físicas, aunque para su comercialización y sus transacciones económicas se les hayan aplicado Reglas de Mercado.

    Debido a lo anterior cuando por nubes, lluvia o falta de viento un proyecto Solar o Eólico baja de, por eje. 50 MW a 0 MW en milisegundos. Estos MW desaparecen del Sistema por el lado de la oferta, pero no por el lado de la demanda en donde sigue existiendo su necesidad y requiriéndose en tiempo real. Ante lo que el operador de la red de transmisión. En este caso. El Centro de Control de Despacho, perteneciente a la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), se ve en la disyuntiva tripartita de; llamar 50 MW (para seguir el eje. anterior) por el lado de la oferta a generadores térmicos; o deslastrar demanda (apagar circuitos por el equivalente a 50 MW) para poder mantener la frecuencia de sistema de transmisión (ósea, las carreteras por donde se transporta la electricidad), por último, todo lo anterior para poder nivelar la frecuencia debe hacerlo en cuestión de dos, tres o cuatro minutos para no tener que sacar circuitos de distribución (apagones), o bajar carga por el lado de los generadores. Pues sino se le puede ir toda una zona o el sistema, si la salida intempestiva de MWs renovables es muy grande. Con un ingrediente, que no todas las tecnologías de plantas de generación eléctricas térmicas responden igual en tiempo y forma para estos fines (Par estos fines, mientras más rápido mejor).

    Por eje. Plantas de ciclo combinado a toda capacidad, como normalmente estan pues son plantas 24/7 de generación de base, pueden en cuestión de segundos entrar o retirar bloques de 20 MW, 30 MW o 40 MW. Mientras que las plantas con motores (grupo de motores reciprocantes separados) en base a petróleo o incluso a Gas Natural, para esos mismo 20 MW, 30 MW o 40 MW toman varios minutos, muchas veces mas de 3 o 4 minutos ideales para la necesaria y rápida regulación de frecuencia. Por lo que el “timing” de estos últimos no resuelve apropiadamente la situación. Y, por otra parte, cuando se trata de subir carga, Las plantas de Generación de Ciclo Combinados, muchísimas veces estan al máximo de su capacidad y no pueden casos puntuales. 

    La solución del almacenamiento de energía en baterías para Regulación Frecuencia para Red de Transmisión vs las Resoluciones natimuertas CNE AD-0003-2023 y CNE AD 0004- 2023.

    Como preámbulo al centro de esta parte del artículo y para poder explicar su consonancia con el título de esta sección. Es de rigor hacer el siguiente preámbulo contextualizando a nivel internacional esto, que es una situación mundial, con sus mayores o menores bemoles por regiones y países.

    El sistema eléctrico de potencia -o la red eléctrica de alta tensión- es uno de los inventos más sorprendentes de la humanidad. Cuando la Academia Nacional de Ingeniería de los Estados Unidos ranqueó los inventos más importantes del siglo XX, el número uno en esa lista fue el sistema de energía eléctrica.

    No habrá transición energética sin redes de transmisión eléctrica robustas. La infraestructura de transmisión en alta tensión es fundamental para permitir la migración hacia las energías renovables, y al mismo tiempo garantizar una energía segura, confiable, asequible y sostenible para los usuarios. Actualmente, a nivel mundial, están operativas cerca de 80 millones de kilómetros de redes de transmisión.

    Un reporte del 2017 de la Sociedad Americana de Ingenieros Civiles «ASCE»1muestra que la mayoría de las líneas de transmisión y distribución «T&D» en los Estados Unidos se construyeron en las décadas de 1950 a 1970, con una esperanza de vida de 50 años. Por lo tanto, esta infraestructura envejecida no fue diseñada para satisfacer la demanda actual, ni con la suficiente resiliencia como para poder soportar los eventos climáticos severos que ocurren.

    Además, cuando las líneas no pueden transmitir toda su potencia, se producen restricciones, que son reducciones forzadas conocidas como “curtailment” o vertimiento. Es cuando los generadores enfrentan el riesgo de que, una vez conectados a la red, no puedan inyectar toda la potencia generada debido a dichos condicionamientos y su facturación se resiente.

    Dado que las redes de transporte se dejaron de construir en simultáneo con la incorporación de nueva capacidad, rápidamente se saturó el sistema eléctrico. Debido a ello, no puede mantenerse al día con las demandas modernas de los generadores y consumidores de electricidad y maximizar el ingreso de importantes volúmenes de solar y eólica. Esto sumado a la rigidez de los operadores de red para la conexión de los proyectos.

    Como resultado, en muchos países. Y la Republica Dominicana tampoco es la excepción. La congestión crónica de la red y la disponibilidad limitada de capacidad de transmisión están obligando a que los proyectos presentados queden en cola de espera de capacidad de nodo de interconexión, y algunos quizás nunca lleguen a construirse. Por otro lado, los que ya están operativos no pueden evacuar toda su generación y sufren permanentes restricciones de despacho, deteriorando su rentabilidad y no ayudando a disminuir los costos de electricidad para los usuarios.

    Esto representa un desafío cada vez mayor para los desarrolladores de proyectos de energías verdes, lo que ralentiza la integración de recursos limpios y baratos en la red de transmisión y/o de alta tensión. Por ello, los reguladores y encargados de formular políticas energéticas deberían priorizar la revisión de la interconexión de generadores renovables y la optimización de la transmisión vía mecanismos como el BESS, es decir, el almacenamiento de energía en baterías, pero por sus siglas en Ingles (Batery Energy Storage System) para la inyección y venta de energía para servicios auxiliares, es decir, para regular frecuencia en nuestras redes de transmisión.

    La procrastinación, por falta de recursos, respecto a la construcción de nuevas líneas de transmisión indefectiblemente aumentará el costo de la electricidad a corto y mediano plazo en general, pues esa volatilidad de las ER unida al congestionamiento de nuestro sistema de transmisión, obligará al despacho de energía térmica de respaldo que encarece el costo marginal de energía en muchos momentos. A menos que cuanto antes entren en funcionamiento proyectos de mitigación como por eje. Los Sistemas BESS, mientras las futuras líneas de transmisión vayan construyéndose. Un proceso, que si o si tomara años, aún y cuando la ETED (Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana) tuviese el dinero para dichas inversiones en estos momentos.

    En tal sentido la Resolución de la CNE-AD-0003-2023, en su artículo 33. Establece dos opciones a ser consideradas para el funcionamiento del sistema BESS en nuestro SENI: RV: y Cito:

    Almacenamiento acción rápida (corta duración).

    Almacenamiento de larga duración.

    Visualizamos que el almacenamiento de acción rápida será viable en la medida en que se actualice la regulación y se reconozca el pago de servicios complementarios a este tipo de facilidades.

    RV: Fin de la cita

    Pero no indica ni da la señal de precio puntual necesaria para este servicio acción rápida o corta duración (el BESS por eje.) dejando implícito que será un tomador de precios, ósea, del Costo marginal de energía o Spot vigente en cada momento. Amparándose para no indicar un precio el que la Ley # 125-01 y su Reglamento de aplicación, no menciona tal posibilidad. Aquí.es de rigor hay que recordar que esta Ley #125-01 y su Reglamento antes indicados son del año 2001 (22 años atrás) sujetos a otra realidad y sin estar disponibles estas tecnologías como a los que nos referimos, de manera costo-eficiente. Y, por otra parte, en rigor también recordar a la CNE junto a la SIE de algo que quizás se olvidan, y que en este contexto es lo más importante contemplado en toda Regulación, como la vigente, y es que, ante lo imprevisto, el Regulador debe Accionar. Pues ni la demanda ni la inestabilidad en operación del Sistema (SENI) se sientan a esperar que el legislador y las autoridades se tomen su tiempo para modificar artículos, con la celeridad que la realidad, regida por leyes físicas. Demanda.

    Por último, la Resolución de la CNE-AD-0004-2023 para las Condiciones de Tramitación para Concesiones BESS Capitulo V. 28 i), ii), iii) y iv). Y Capitulo VI. Art. 30 y 31. En particular este último Artículo 31, junto al Articulo 33 del Capitulo V son la que matan la posible gallina de los huevos de oro. Es decir. Me refiero a cercenar la señal económica para que haya la inversión pronto y rentable para el Almacenamiento de Energía en Baterías o BESS para la venta de servicios auxiliares a la Red, que es lo único que garantiza que sea viable y lógico destinar $ para ello, lo que además es físicamente vital para la operación del sistema, en lo que dentro de unos 5 o 6 años entre toda esa energía de base en Ciclo Combinado ya licitada, y en otros casos en construcción..

    Por último. Como ya se mencionó anteriormente, ningún país o región se desarrolla o crece si no hay desarrollo de energía. Para colmo, no se puede seguir incorporando gigawatts (GWs) de potencia si no se puede transportar y programar su despacho en forma confiable y sin intermitencias. Ambos temas deben ir de la mano.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

  • Por qué necesitamos ya Licitaciones en lugar del sistema de Concesiones para la Energías Renovables

    [vc_row][vc_column][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717774299050{margin-bottom: 45px !important;}\”]Por qué necesitamos ya Licitaciones en lugar del sistema de Concesiones para la Energías Renovables

    Dese la creación Ley de Incentivo a las Energías Renovables no. 57-07 rige para este subsector del Sistema Energético Nacional un mecanismo permiso-lógico para la entrada en el mercado consistente en la otorgación de una Concesión Provisional y una Concesión Definitiva, lo que genera el hecho de que lo hace extremadamente discrecional (Lo decide un Directorio Multidisciplinario de funcionarios estatales de 6 miembros en la CNE, y de 3 por parte de la SIE). Y lo hace a su vez en constituirse en una barrera del marco legal vigente que requiere solucionarse por la superposición de funciones entre distintas entidades de gobierno que tiene este trámite, que se convierte en un obstáculo para que las inversiones del sector privado en la industria eléctrica puedan realizar y operar proyectos de ER, que son un negocio de carácter puramente privado y no monopólico estatal.

    No tiene sentido que una inversión puramente privada en el sector eléctrico necesite recorrer trámites burocráticos duplicados a veces durante más de dos años para que se le otorgue un título habilitante y poder operar en el mercado eléctrico dominicano. Luego ese inversionista comienza a realizar las diligencias financieras de su proyecto, alejándose enormemente de la realidad del mercado hasta la fecha en que logra la puesta en servicio de su proyecto. Y el propio Estado Dominicano se obliga a firmar innecesariamente un \”Contrato\” de Concesión con el Agente beneficiario; contratos ya le han costado a nuestro país demandas internacionales en dos ocasiones.

    Por lo que aprovechamos la ventana, a propósito del anteproyecto de ley de armonización de la normativa del sector eléctrico que cursa actualmente en el Congreso Dominicano sometido por el Ministerio de Energía y Minas de la Republica Dominicana (MEMRD).  Con el cual reiteramos sugerida-mente se debe tener cuidado pues no es saludable lo que recomienda de realizar cambios en la Ley 57-07 con un artículo que simplemente mande a cambiar las siglas CNE por las del MEMRD manteniendo casi intacto el largo camino de trámites burocráticos duplicados.

    Es por lo tanto que creemos ha llegado la ocasión de hacer propuestas, dada la crisis sistémica de nuestro Sector Energético Nacional y los cuellos de botella heredados que posee actualmente en muchas áreas el sector. De manera crónica en su Sistema de Transmisión Eléctrica Nacional y de Distribución Eléctrica Nacional. Que a continuación hacemos en el ánimo de contribuir a destrabar este importante sector de nuestro país en algunas de sus partes. La propuesta del establecimiento de Licitaciones o Subastas para la Compra de Energía en caso de proyectos de generación en base a fuentes de energía renovables en todas sus modalidades. Y licitaciones o subastas abiertas para la compra de Energía y Potencia para el resto de las tecnologías de generación, en un futuro cercano.

    En este sentido y antes que todo Algunas consideraciones importantes:

    ¿Qué es una subasta de Energía Eléctrica? Es un mecanismo transparente para la compra – venta de energía a un precio justo.

    ¿Quienes participan? Parte compradora: Distribuidoras o el organismo encargado de la compra.

    Parte vendedora: Generadores de energía nuevos y existentes.

    ¿Que se subasta?

    Potencia: Puede variar por mes y año. Y Energía: Puede variar por mes, año, día típico y tiene un perfil horario determinado.

    Objetivos

    • Minimizar el costo total de compra de energía y potencia
    • Permitir la realización del plan de expansión a mínimo costo
    • Promover la generación renovable acompañada de una expansión óptima
    • Atraer a nuevos generadores más eficientes
    • Mitigar el poder de mercado
    • Generar transparencia en la contratación de energía y potencia
    • Promover la competencia entre generadores

    En esencia mejorar el bienestar social.

    ¿Estos objetivos son los mismos para países desarrollados que para los que están en vías de desarrollo? Sí, pero…

    Para Países desarrollados

    • Reemplazar capacidad existente

    • Mitiga el poder de mercado

    Y para Países en vías de desarrollo

    • Atraer nueva capacidad a mínimo costo

    • Generar transparencia en el mecanismo de compra

    Hay diferentes Modalidades de subastas

    Según el Plazo: Subastas de corto plazo • Anualmente y para pocos años • Generalmente se incorporan altas flexibilidades ya que participan oferentes existentes Y Subastas de largo plazo • Entre 2 a 5 años. O 10 años • Generalmente se incorporan bajas flexibilidades ya que se busca la instalación de nuevas centrales

    ¿Cuál es la problemática para resolver? Es un problema complejo en donde se subastan infinitos productos: POTENCIA + ENERGÍA EN EL TIEMPO. Cuyos costos difieren según el oferente: Solares, Cogeneradores, Hidráulicos, Térmicos, ETC. Y también difiere su costo de oportunidad en el mercado Spot: Según estación del año, hidrología (seca húmeda), Etc.

    Abastecimiento óptimo demanda Modelo y Sistema de Evaluación Económica ¿Cuál es la función objetivo que procuramos?

    Que se minimice la suma de: • Costo de compra de potencia • Costo de compra de energía

    • Costo de potencia del oferente virtual (OV) • Costo de energía del oferente virtual (OV)

    ¿Tipos de contratos?

    • Sólo potencia • Sólo energía ó energía generada • Opción de compra Diferencia de curva de carga.

    Cuáles son las Diferentes Modalidades de subastas: Sobre Cerrado Metodología: Cada oferente presenta una oferta técnica – económica en sobre cerrado.

    • Mediante el modelo Optime se busca la combinación de ofertas que minimicen el costo de abastecimiento.
    • • Se adjudican a los oferentes seleccionados por el modelo.

    Ejemplo: Panamá.

    ¿Qué ventajas tiene? es un procedimiento “sencillo”.

    ¿Qué Desventajas podrían existir? Puede quedar sin adjudicar algún oferente que, realizando una mínima reducción de precio, hubiera sido seleccionado por el modelo y/o no se llega un mínimo total de reducción de precios.

    Importante. Diferentes modalidades de subastas: Rondas Sucesivas

    Metodología: • Cada oferente presenta una oferta técnica y una económica inicial. • Mediante el modelo Optime se busca la combinación de ofertas que minimicen el costo de abastecimiento. • Se les informa a los oferentes si fueron seleccionados o no, el porcentaje de reducción mínimo obligatorio y el porcentaje de reducción recomendable para ser seleccionados 100%. • Los oferentes presentan sus mejoras en precios mediante una nueva “puja” o su retiro en caso de no querer seguir participando. • Se vuelve a ejecutar una nueva ronda. Los pasos anteriores se repiten hasta superar la condición de corte. • Una vez superada la condición de corte se corre la última ronda y se adjudican a los oferentes seleccionados por el modelo.

    Ejemplo: Guatemala.

    ¿Qué ventajas tiene? Se logra minimización de costos superior.

    ¿Qué desventajas? Es un procedimiento más complejo y requiere de una organización considerable ya que todo se realiza online.

    ¿Otras modalidades de subastas? La de Varias Rondas

    Metodología: Es similar a las Rondas Sucesivas, sin embargo, la última ronda se lleva a cabo bajo una de las siguientes condiciones: • Si la ronda a ejecutar es la cuarta ronda. • Si el índice de competencia es menor al factor de competencia.

    Ejemplo: Honduras.

    ¿Qué ventajas tiene? Se logra una minimización de costos superior a un solo sobre cerrado y combina la mayor minimización de costos de la modalidad “Rondas Sucesivas” con la simplicidad de “Sobre Cerrado”.

    ¿Cuál es su Desventajas? Podría no llegarse a una minimización de costo similar a “Rondas Sucesivas”.

    Conclusiones

    Consideramos que la modalidad de las subastas son un mecanismo más efectivo para el abastecimiento eléctrico. Pues otorgan una transparencia en el proceso de compra de Energía y Potencia. Y su importancia radica en realizar licitaciones abiertas en donde todas las tecnologías compitan por igual (oferta y demanda). Para el caso de Licitaciones para Compra de Energía y Potencia. Y que además combinar el esquema de subastas con un modelo de minimización de costos eficientes, capaz de contemplar la gran cantidad de variables en juego asegurando el abastecimiento de energía a Mínimo Costo.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

  • Anteproyecto de armonización de normativa al sector eléctrico

    [vc_row][vc_column][vc_column_text text_size=\”size1\” css=\”.vc_custom_1717775154342{margin-top: -15px !important;margin-bottom: 22px !important;}\”]El pasado mes de febrero fue sometido al Congreso Nacional por parte del Ministerio de Energía y Minas (MEM) el anteproyecto de ley de armonización de la normativa del sector eléctrico.[/vc_column_text][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717468971062{margin-bottom: 45px !important;}\”]O lo que es igual, la propuesta de actualización de la normativa que rige el sector eléctrico nacional. Creemos sinceramente que es un loable esfuerzo por avanzar y recuperar un poco el tiempo perdido en esta tarea pendiente desde hace varios años por el sector eléctrico, sus agentes y sus autoridades. Es de rigor señalar que dicha pieza, en su versión original, es fruto de múltiples jornadas de trabajo durante más de un año entre varias instituciones del sector; SIE, CNE, MEM y OC con la consultora norteamericana TETRA TECH, bajo la coordinación del Ministerio de Energía y Minas (MEMRD), y cuya versión final y consensuada se terminó y entregó en junio del pasado 2022.

    Sin embargo en estricto rigor, en esta propuesta de reforma sometida el pasado mes de febrero 2023, se observa claramente que muchos capítulos, artículos y algunos de sus párrafos no reflejan el consenso de lo expuesto en dichas reuniones antes indicadas, ni tampoco acoge importantes soluciones propuestas por la empresa consultora internacional antes indicada, lo que arroja motivos algo preocupantes regulatoriamente e institucionalmente para una propuesta legislativa cuyo objetivo es la de, desde ahora y para el largo plazo y sucesivas administraciones armonizar las normativas vigentes con más de 20 años de antigüedad y su aplicación, en un sector eléctrico que en el marco de una transición energética como la actual muta cada vez más hacia nuevas tecnologías, nuevos mercados y modelos negocios menos pasivos y cada vez más interactivos entre los usuarios y los prestadores del servicio eléctrico.

    Como es sabido todos los agentes del Sector Eléctrico esperan por modificaciones que resuelvan interpretaciones confusas de las leyes 125-01 y 57-07, y sus Reglamentos de Aplicación, que ayuden al retiro de los obstáculos desde hace tiempo identificados para las inversiones del sector privado en la industria eléctrica. Lo cual no pasa, por lo menos con el documento finalmente sometido.

    Un ejemplo de ello algo evidente es el porqué no ha tenido impacto o utilidad el Plan Energético Nacional (PEN) emitido por la CNE hasta la fecha. Primeramente porque no es legalmente vinculante conforme a la normativa actual vigente. Y luego, porque como su nombre lo indica, es un plan energético que mezcla todo lo que es energía (combustibles y electricidad) y le falta un capítulo exclusivo y enfocado para la electricidad, por lo que una mejora a lograr es el establecimiento de un plan para el desarrollo de la electricidad dentro del PEN y que el mismo sea vinculante. Es decir, exigibles en los procesos de licitaciones de las EDES y en el otorgamiento de los títulos habilitantes o como mejor se conoce, en las concesiones definitivas a las empresas de generación, para que las mismas sean otorgadas de manera prioritaria conforme a lo planificado para el desarrollo de nuestro sector eléctrico nacional.

    De hecho La firma consultora internacional TETRA TECH contratada por el propio MEMRD para tales fines, en la página 26 de su informe para la reforma de las eeyes LGE No. 125-01 y Ley de Incentivo a las ER No. 57-07 fase 4, propuso como primera opción que el Ministerio de Energía y Minas de la Rep. Dominicana (MEMRD) se apoye en el Organismo Coordinador del Sector Eléctrico Interconectado  (OC de SENI) para el suministro de las informaciones técnicas necesarias para la elaboración del Plan Energético Nacional (PEN), dada su experiencia en la elaboración constante del Plan de Operación de Largo Plazo del Sistema y sobre todo por ser un miembro colegiado donde están representados todos los subsectores del sistema eléctrico nacional, es decir, Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), la empresa Generadora Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID), las empresas de Generación Estatales y Privadas (GENCOS) y las empresas Distribuidoras de Electricidad (EDES). Lo cual le otorga credibilidad y reputación. Y por ser el OC la institución donde se elaboran y calculan las transacciones económicas del mercado eléctrico donde participan todos los agentes del mercado.

     

    Otros ejemplos:

    • Para el caso “Regularización y Sistemas Eléctricos Aislados”.En estricto rigor, en cuanto al procedimiento y pasos burocráticos para los fines de la regulación de cara a los sistemas aislados no hay cambios de forma. Pero si de fondo. ¿En qué sentido? Lo que cambia es quien toma la decisión final. En lugar de la CNE y la SIE, esta última como regulador del s En el Anteproyecto sometido al Congreso Dominicano, ahora es el MEMRD quien lo hace. Capítulo VI del anteproyecto aquí mencionado.
    • Eliminar la Comisión Nacional de Energía (CNE) y traspasar sus funciones al MEMRD, pero a la vez, en el mismo artículo, crear otra institución que solo menciona y no desarrolla sus funciones puntualmente, la Unidad Técnica de Planificación (UTP), para que prepare informes técnicos de planificación que serán utilizados cada 5 años en la elaboración del Plan Energético Nacional (PEN). Algo un poco contradictorio primeramente en el contexto del lema \”Burocracia Cero\” que enarbola nuestro actual Gobierno Constitucional para todas las competencias del e Alejándose de la máxima que con Burocracia Cero enarbolan nuestra Autoridades de, simplificar y concentrar la asignación de funciones. Pero además porque el Plan Energético Nacional (PEN) se confecciona con el concurso de unos pocos técnicos de la Dirección de Planificación y la Dirección Eléctrica de la actual CNE, los cuales serán acogidos por el MEMRD acorde con el mismo anteproyecto de ley del MEMRD. Y para ello la CNE se apoya en una firma internacional que se contrata para realizar el estudio de prospectiva de la demanda. Con el apoyo e informaciones que suministran el Organismo Coordinador del SENI (OC del SENI), las Empresas Distribuidoras, de transmisión ETED y demás agentes del mercado, con lo cual se elabora el PEN. En el siguiente enlace se puede apreciar el PEN 2022-2036: https://www.cne.gob.do/wp-content/uploads/2022/08/Plan-Energetico- Nacional-WEB-2022.pdf

     

    • Transferir a la SIE el otorgamiento de las Concesiones Provisionales, pero mantiene la misma burocracia actual para las Concesiones Definitivas, solo que ahora en vez de ir a CNE, irá al MEMRD y luego al Poder Ejecutivo; no obstante la Empresa Internacional contratada para estos fines TETRA TECH recomendar puntualmente como primera opción que las concesiones de generación, al ser un negocio de carácter puramente privado y no monopólico, su habilitación para operar en el mercado eléctrico sea otorgado solamente por el Regulador del Sistema Eléctrico Nacional, la Superintendencia de Electricidad (SIE). Y las concesiones de carácter monopólico como la distribución y transmisión, mantenerlas bajo el esquema actual de concesiones.
    • El anteproyecto sometido por el MEMRD elimina la exención del ITBIS a los equipamientos importados necesarios para el desarrollo de los proyectos de generación a partir de fuentes renovables de energía, listados en el Artículo 9 de la Ley 57-07.
    • Finalmente, pero no menos importante, en la mesa de trabajo durante más de un año antes indicada entre las 4 instituciones, se sugirió encarecidamente separar PROTECOMde la Superintendencia de Electricidad (SIE), para que sea esta institución (PROTECOM) la que represente de manera independiente a los clientes ante el ente regulador en los conflictos que sobrepasan su jurisdicción. Pues la SIE, bajo quien está PROTECOM hoy en día, es el órgano regulador y en consecuencia debe administrar la regulación por igual y sin el peligro de agentes favoritos entre todos los agentes incluyendo los propios clientes finales. Por ejemplo, la elección del director de PROTECOM debe ser similar a la de Pro-Consumidor o Defensor del Pueblo.

    Este anteproyecto de ley debe tener un impacto importante en el sector. No es saludable realizar cambios en la Ley 57-07 con un artículo que simplemente mande a cambiar las siglas CNE por las del MEMRD, porque hay funciones entrelazadas con el ente regulador que deben ser corregidas en esta ocasión.

    Una de las primeras barreras para todo lo antes expuesto en el marco legal vigente que requiere solucionarse es la NO superposición de funciones entre distintas entidades de gobierno para el trámite y otorgamiento de las concesiones o autorizaciones para operar en los distintos segmentos del mercado eléctrico. Es por todo esto que sugerimos necesario trabajarlo con más profundidad y cónsono con todo el gran trabajo realizado por más de un año por la SIE, la CNE, el propio MEMRD y OC juntamente con la consultora norteamericana TETRA TECH.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

  • El eslabón más débil de nuestro Sistema Eléctrico Nacional

    [vc_row][vc_column][vc_column_text text_size=\”size1\” css=\”.vc_custom_1717468493804{margin-top: -15px !important;margin-bottom: 22px !important;}\”]La falta de inversión en las redes de transmisión se ha convertido en un gran obstáculo para el ingreso de energía limpia y confiable. ¿Será por fin 2023 el año en que las cosas empiecen a cambiar?[/vc_column_text][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717468486844{margin-bottom: 45px !important;}\”]La red de transmisión eléctrica nacional se ha convertido en el cuello de botella de nuestro Sistema Eléctrico Nacional Interconectado. Por lo que fortalecerla requerirá cientos de millones de dólares en nuevas inversiones de infraestructura eléctrica. Pero solo dinero no será suficiente. También requerirá una rápida evolución de las normas regulatorias que determinan el trazo y de cómo se construyen las líneas de transmisión de alta tensión y sus Subestaciones de rigor.

    Los problemas regulatorios más complicados van desde, por donde pasar las líneas sin eludir los derechos de los propietarios o dañar el medio ambiente, hasta de como acelerar el proceso de construcción y de cómo determinar quiénes y cómo se deben cubrir los costos.

    Si bien en el Anteproyecto de Ley de Armonización de la Normativa del sector eléctrico que cursa actualmente en el Congreso Dominicano sometido por el Ministerio de Energía y Minas. En la que se observa que no refleja el consenso de lo expuesto entre las varias instituciones del sector que junto con la consultora Internacional TETRA TECH, bajo la coordinación del Ministerio de Energía y Minas (MEMRD), y en las cuales participo la Superintendencia de Electricidad (SIE). Se reunieron por unos 15 meses hasta terminar en junio 2022 el documento final original. Lo sometido al Congreso no recoge importantes soluciones propuestas por la empresa consultora internacional antes indicada, ni lo acordado en dichas reuniones. Creando una especie de Supra Ministerio de Energía y Minas (MEM) que quedaría siendo juez y parte de todos los procesos, con una CNE integrada como un Departamento del mismo MEM y una SIE diezmada en un 90% en su capacidad de regular y toma de decisión.

    Creemos, al menos sinceramente, que hace un franco intento por agilizar todo lo que tenga que ver con la expansión y construcción de las redes necesarias en transmisión, en su capítulo III, Artículos 17, 18 y 19 de dicho Anteproyecto, con la creación de la Unidad Técnica de Planificación dentro del propio MEM que absorberá la CNE y casi toda las funciones operativas de la SIE, pues unifica en dicha Unidad; la identificación de las obras de expansión de transmisión, el proceso de consulta a los agentes del mercado, pudiendo dicha Unidad bajo el mando del MEM ejercitar la modalidad de adjudicación de Contrato de Financiamiento, Construcción, Operación y Mantenimiento de dichas redes y/o expansiones. Sin embargo, el reto de esta figura propuesta es que depende enteramente de funcionarios nombrados por el político de turno que ejerza el Ministerio de Energía y Minas en cada momento.

    Ahora bien, al margen de lo anterior. Los desafíos por afrontar están ahí. Y el año 2022 ofreció más evidencia de que la red eléctrica existente simplemente no será capaz de cumplir con lo que se requiere en un futuro cercano. No es lo suficientemente confiable como para proteger a los usuarios de las crecientes amenazas de eventos extremos, incluidos aquellos causados por el cambio climático. Tampoco es lo suficientemente robusta como para respaldar el crecimiento masivo de la energía limpia necesaria para mitigarlo.

    La histórica escasa inversión en la infraestructura eléctrica y la aparición de la pandemia del COVID-19 ha generado un empeoramiento de la confiabilidad de la Operación del Sistema como resultado. Sin olvidar además que las condiciones cambian rápidamente tanto en el lado de la oferta como en el de la demanda en la ecuación de equilibrio de la red.

    Por el lado de la demanda, los extremos climáticos y una demanda de electricidad sin precedentes en nuestro país, más el impulso para electrificar el transporte y la refrigeración de edificios, agregará nuevos e importantes consumos en la red eléctrica.

    Por el lado de la oferta, la significativa merma de los suministros hidroeléctricos en nuestra media isla. Las fuertes tormentas e inundaciones que han debilitado la infraestructura de la envejecida red. La alza coyuntural de los precios de gas natural (aunque ya ha bajado a sus niveles casi pre invasión Rusa a Ucrania), han dejado en el pasado reciente a algunas generadoras sin el combustible utilizado por las centrales eléctricas que operan a gas y que suministran en nuestro pais la energía de base para mantener la red en funcionamiento cuando se agotan otros recursos.

    No podemos olvidar que la Republica Dominicana es signataria de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático «CMNUCC».

    Proyectos en reserva

    Hay una enorme cantidad de energía solar y eólica que se podría aprovechar en un país tropical como el nuestro y que podría ayudar a compensar estas pérdidas. Una parte cada vez mayor de esta capacidad debería incluir sistemas de baterías a gran escala que se pueden usar para almacenar e inyectar sin vertimiento toda esa energía limpia intermitente cuando las redes más la necesiten.

    Pero si esos proyectos de energías verdes no pueden conectarse a la red de manera rápida y económica, lo más probable es que haya insuficiencia de electricidad en algunas regiones del país. En este sentido, tanto la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) como las Empresas de Distribución de Electricidad (EDE’s), tienen mucho por hacer para mejorar y fortalecer las operaciones de la red, especialmente las de transporte, distribución y rural.

    El gran problema de la expansión de la red y la interconexión de energías renovables

     Según lo indicado por el Sr. presidente en su discurso de rendición de cuentas el pasado 27 de febrero de este 2023. Afortunadamente en el año 2022 entraron en operación 3 nuevos proyectos renovables para un total de 148 MW ese año, con lo cual se alcanzan 250 MW de energía solar en dos años, casi 100 más que los 155 MW instalados en las gestiones pasadas. Más aun, durante 2022 se firmaron 15 nuevos contratos de concesiones definitivas para proyectos de energía renovable que sumaran una capacidad total de 685 MW con inversión estimada de US$820 millones de dólares de infraestructura para el desarrollo de los mercados eléctricos regionales.

    Pero las perspectivas de que esta cartera de proyectos entre en funcionamiento son cada vez más retadoras.

    De acuerdo con un informe del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley «LBNL» en los EE. UU., en los últimos años (incluye años pre-Pandemia), el tiempo que toma alcanzar un acuerdo de interconexión y entrada en operación de un nuevo proyecto ha pasado de un promedio de 1,5 años a más de 3,5 años. Es más, el estudio muestra que los costos de ampliación de la red se han disparado. Hace cinco años, las inversiones necesarias para conectar un nuevo proyecto a la red generalmente costaban menos del 10% del precio total de un proyecto. Ahora eso se ha elevado hasta entre el 50 y el 100% del costo total del proyecto en algunos casos.

    Hay muchas razones para estos retrasos crecientes y costos en aumento, pero la causa fundamental es que la red no se está expandiendo lo suficientemente rápido como para absorber el crecimiento masivo de los proyectos de energías renovables.

    Las nuevas líneas de transmisión pueden costar cientos de millones de dólares, y estos proyectos generan un proceso tenso y polémico que a menudo obstaculiza expansiones ambiciosas. Incluso si todos los actores pudieran ponerse de acuerdo, las líneas de transmisión propuestas podrían enfrentar múltiples desafíos legales por parte de todas las entidades gubernamentales, comunidades locales y propietarios privados a lo largo de su trazo, así como de grupos ambientalistas y conservacionistas preocupados por su impacto ambiental y visual.

    Estos desafíos pueden demorar hasta una década en resolverse y de hecho han terminado con muchos de los proyectos propuestos. Eliminar los retrasos y reducir los costos de ampliación requerirá mucho trabajo en múltiples frentes.

    Sin Transmisión Eléctrica no habrá la necesaria Transición Energética

    No es una frase hueca. Es un tema aceptado mundialmente, que se le ha dado la relevancia que merece.

    Ya no hay dudas, la transmisión eléctrica en alta tensión será el cuello de botella en los proyectos de generación renovable a gran escala.

    Los principales factores que hacen que esto suceda son:

    1. Los trámites y habilitaciones: largos, tediosos, desgastantes y conflictivos;
    2. La construcción per se: lleva mucho más tiempo que la construcción de un parque solar o eólico;
    3. El trazo: las comunidades locales y los propietarios de tierras no ven con buenos ojos este tipo de proyectos por lo que llegar a acuerdos es siempre complicado.

    Por ello, se debe colocar el foco en la transmisión eléctrica en alta tensión. Pero seamos francos, si empezamos ya, esos proyectos tardarán de seis a ocho años en construirse y aún podrían enfrentar desafíos legales.

    Por eso hacemos énfasis en que la totalidad de los actores involucrados en este proceso y liderados por el Regulador debería discutir reformas profundas en el diseño y la planificación de la transmisión, los nodos de interconexión y la asignación de costos para acelerar y optimizar los procesos involucrados.

    Crear nuevos Mercados de Transmisión donde hoy no existen

    Ese largo tiempo de espera hace que sea vital que el Regulador del Sistema tome medidas Ya, para preparar la red para el crecimiento de las energías renovables necesarias para alcanzar los objetivos de electrificación eficiente del país.

    Un camino de acción podría ser expandir las estructuras de planificación de transmisión y mercados de energía a las regiones del país que aún no las tienen, o que poseen líneas radiales, largas y débiles.

    La pregunta es. ¿cómo lograr una mejor capacidad de despacho, una mejor coordinación de las líneas de transmisión que actualmente tenemos en el país y una mejor planificación y coordinación para garantizar que estamos construyendo esa infraestructura energética de una manera eficaz?

    Nuestro Sistema de Concesiones Provisionales y Definitivas, sobre todo a partir de la Ley 57-07 de energías renovables hasta ahora no han funcionado adecuadamente, en principio por lo discrecional de dicho proceso que depende de la decisión de una Junta Directiva de la CNE y del Consejo de la SIE, y en segundo lugar, porque no fueron pensadas con una visión macro.

    El Regulador, Los Legisladores, Las Autoridades y las empresas de servicios públicos, los desarrolladores de proyectos de energías renovables y los usuarios deseosos de energía limpia deben involucrarse cada vez más en agilizar la eliminación de ese proceso ya antes indicado, y mutar hacia Licitaciones Públicas Internacionales en zonas con las condiciones y donde nuestro Plan de Expansión Energético contemple. Aunque por supuesto siempre hay interrogantes para responder.

    Por eso es muy importante contar con un marco regulatorio que también esté alineado con los objetivos de movilidad sostenible que se deben alcanzar.

    Debemos poner a disposición de los actuales y futuros usuarios de vehículos eléctricos soluciones de movilidad que se adapten a sus necesidades. Esto va más allá de que se fabriquen vehículos eléctricos a precios asequibles para el público. Se trata de que tengamos servicios de movilidad que satisfagan la demanda a cada momento, lo que supone potenciar la movilidad compartida, la movilidad puerta a puerta y la movilidad autónoma (interconectada). Esta última en opinión de muchos expertos Internacionales del Sector, es el reto más ambicioso desde el punto de vista tecnológico e industrial.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

  • Las pérdidas de energía eléctrica

    [vc_row][vc_column][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717774914948{margin-bottom: 45px !important;}\”]¿ES SOSTENIBLE PERDER ENTRE US$4.000.000,00 Y US$8.000.000,00 O MÁS DE FORMA ANUAL POR CADA 1% DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA?

    Las pérdidas de energía eléctrica – Una particularidad de los mercados de energía.

    Los sistemas eléctricos de potencia sobre los cuales se han establecido los mercados de energía eléctrica tienen varios aspectos que los diferencian de otros mercados de bienes y servicios. Las principales particularidades que destacan son: 1) La energía eléctrica sigue reglas físico-matemáticas que ocurren en menos de 60 segundos durante su generación, transmisión, distribución y consumo, por lo que las reglas de contratos físicos y de mercado no son aplicable al 100% durante la operación, lo que obliga a realizar cierres ex post para ajustar la operación real a los contratos del mercado. Lo complejo del sistema eléctrico es que la generación debe estar disponible cada segundo conforme la demanda de energía crezca o decrezca las 24 horas del día, los 365 días del año; 2) El proceso de generación, de transmisión y de distribución de energía eléctrica implica pérdidas de energía eléctrica no evitables debido a la oposición de los materiales al paso de la corriente eléctrica y la inducción de campos eléctricos y magnéticos contrarios al flujo de la corriente. Es decir, es un mercado que debe lidiar con pérdidas permanente de su producto (energía eléctrica) entre un 2% y 4% bajo un esquema óptimo.

    El concepto del valor agregado o el valor añadido en el servicio de electricidad – La distorsión por las pérdidas de energía. Desde el punto de vista contable (enfoque de un mercado tradicional), la gran diferencia entre el importe de las ventas y el de las compras; es decir, la diferencia entre los precios de mercado y costos de producción es lo que se conoce como valor agregado o valor añadido. Dicho concepto en los mercados eléctricos (con principal énfasis en el mercado de distribución de energía), puede ser severamente distorsionado por las pérdidas totales de energía eléctrica (Pérdidas técnicas + Pérdidas no técnicas). De esta forma una empresa eléctrica con pérdidas eléctricas superiores al 10% no podrá diferenciar claramente su valor añadido o valor agregado al servicio, pues tendrá un “hueco” de ingresos que deberá ser compensado regulatoriamente o por el estado a través de aportes económicos para compensar las pérdidas de energía. Por esto, dichos conceptos son muy poco aplicables en el sector eléctrico.

    ¿Por qué las pérdidas de energía eléctrica son un problema de gestión integral? Las pérdidas de energía se dividen normalmente en pérdidas técnicas y en pérdidas no técnicas. Las pérdidas conocidas como técnicas a su vez pueden dividirse en fijas y variables, siendo las pérdidas técnicas fijas las referidas a la magnetización y establecimiento del campo eléctrico necesario para iniciar la generación o el trasiego de la corriente eléctrica. Por su parte, las pérdidas técnicas variables son aquellas asociadas a aspectos ambientales (temperatura, velocidad de viento, etc.), cantidad de energía trasegada, sobrecargas, fallas, etc. Es decir, este segundo tipo de pérdidas ya empiezan a tener relación directa con la gestión operativa.

    Por otra parte, las pérdidas no técnicas por lo general se asocian a 5 posibles causas que normalmente son parte de los temas que deben gestionar las empresas de manera integral. A saber:

    • Energía eléctrica no contabilizada o no facturada: Esto normalmente se debe a errores en la cuantificación de consumos como servicios propios, servicios comunes, alumbrado público, etc, lo cual no se contabiliza con medición, sino que se procede a estimarlo en el mejor de los casos.
    • Problemas de gestión en la medición: La existencia de equipos de medición deficiente o inexacto, la inadecuada gestión de los registros de los clientes y los errores en la contabilización de los consumos son parte de estas posibles pérdidas no técnicas.
    • Alta morosidad y no pago de deudas: Desde un punto de vista contable, el no pago de la factura mensual de energía eléctrica con morosidad mayor a 3 meses, normalmente implica una provisión por incobrables, que se traduce en un aumento de las pérdidas no técnicas (desmejora en resultados financieros). Esto es un problema de gestión por la baja capacidad de cobro de las empresas.
    • Fraude: Se refiere a la intervención y/o modificación de los equipos de medición y acometida eléctrica con el objetivo de reducir la facturación mensual por parte del cliente. Normalmente este es también un problema de gestión ya que las empresas no son eficientes ni oportunas en detectar los fraudes.
    • Robo: Es el uso de la energía eléctrica mediante conexiones informales o ilegales, no medidas ni registradas.

    ¿POR QUÉ LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA SON UN RETO DE GESTIÓN INTEGRAL Y CÓMO APORTAN LA SOSTENIBILIDAD DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS?

    Las pérdidas de energía eléctrica, la operación en tiempo real y los balances de energía.

    Un aspecto fundamental para abordar de forma integral la gestión de las pérdidas de energía eléctrica es el mantener la seguridad, confiabilidad y comprobabilidad adecuada en los sistemas de medición y registro de los consumos o ventas de energía. Para esto se recomiendan 6 factores claves:

    • Definición adecuada de la tecnología de medición y registro a utilizar (medidor, elementos de comunicación, elementos de almacenamiento, etc.)
    • Establecimiento de un centro de procesamiento y análisis de datos.
    • Personal orientado al cumplimiento de metas y resultados
    • Disponer de una herramienta virtual de acceso público a clientes e interesados.
    • Integrar líderes comunitarios
    • Se recomienda no trasladar los costos de esta inversión a los clientes. Un proyecto de gestión integral de pérdidas debe abordarse como un proyecto de aseguramiento y mejora de los ingresos para las empresas.

     

    Las pérdidas de energía eléctrica y la digitalización de las empresas – Avance hacia la industria 4.0

    Una red 100% inteligente donde la totalidad de los medidores se registran en tiempo real, donde existe asociación entre los elementos de red (cada recloser tiene asociados sus transformadores, módulos o cajas y medidores), donde las herramientas digitales evitan la intervención humana realizando todo el proceso de medición, registro, depuración, verificación, facturación y análisis en forma automática; además de un personal motivado, analítico y estudioso sin duda son el futuro de corto plazo para la mayoría de empresas que avanzan hacia la industria 4.0. Una empresa eléctrica que cuenta con visualización de sus ventas o consumos en tiempo real, que cuenta con alarmas automáticas ante averías o problemas de comprobabilidad de datos (mediciones o registros), que integra toda esta gestión a través de un APP o de su oficina virtual, que dispone de reportes, estimaciones y proyecciones de consumo para sus clientes; es sin duda una empresa de la industria 4.0 donde las pérdidas de energía eléctrica se monitorean de forma integral.

    Las pérdidas de energía eléctrica y la regulación.

    Como es conocido, el sector eléctrico debe lidiar con pérdidas permanente de su producto (energía eléctrica) entre un 2% y 4% bajo un esquema óptimo. Es una tarea de los entes y organismos reguladores del servicio el determinar y reconocer vía tarifa eléctrica un valor económico a lo que se conoce como “Pérdidas Reconocidas”.

    Las “Pérdida Reconocidas” son un instrumento regulatorio que normalmente considera los siguientes elementos:

    • La normativa de calidad del servicio y el dimensionamiento óptimo de la infraestructura del sistema de potencia necesario para cubrir los requerimientos de potencia y energía de la demanda. Con esto se definen las pérdidas técnicas reconocidas principalmente.
    • Las referencias internacionales sobre buenas prácticas y los datos de los rangos de incobrabilidad de las empresas reguladas. Con esto se definen las pérdidas no técnicas reconocidas principalmente. En síntesis, las “Pérdidas Reconocidas” establecen el valor máximo de pérdidas de energía eléctrica que será reconocida en la tarifa de todos los usuarios o consumidores, determinando con esto el valor de “Pérdidas No Reconocidas” que deberá asumir cada empresa como una pérdida económica. La señal regulatoria que busca establecer las “Pérdidas Reconocidas” es dar impulso y fomento a mantener niveles adecuados de pérdidas desde la regulación del servicio. Esto puede interpretarse como que una red eléctrica será óptima, cuando sus pérdidas sean menores a las pérdidas reconocidas por el regulador. Desde el punto de vista del regulador, las pérdidas técnicas normalmente son un reto de inversión, mientras que las pérdidas no técnicas son un reto de gestión y gobernabilidad.

    Las pérdidas de energía eléctrica y la sostenibilidad financiera.

    El aseguramiento de los ingresos producto de la venta de un servicio es un aspecto fundamental para cualquier empresa. Lo anterior se consigue cuando los procesos del negocio, la estructura organizacional, los controles, los sistema de medición y registro dentro del ciclo de ingresos se realizan con efectividad. Inconsistencias en la gestión del ciclo de ingresos atribuibles a acciones administrativas, técnicas, comerciales y/o socioeconómicas relacionadas con la gestión empresarial o de los clientes; impactan negativamente en la sostenibilidad financiera de las empresas. En una empresa eléctrica lo anterior normalmente se traduce en una reducción de ingresos producto del aumento en la pérdidas de energía. Un proceso de aseguramiento de ingresos debe al menos cubrir las siguientes etapas:

    • Controles y procesos.
    • Cultura organizacional.
    • Marco de gobernanza.
    • Información basada en datos.
    • Efectividad medible.
    • Uso de la tecnología y perfiles profesionales acordes.

    También se recomienda el utilizar métodos de aseguramiento de las etapas como lo son: • Análisis forense.

    • Gestión de controles.
    • Gestión de correcciones.
    • Gestión de cumplimiento.

    El concepto de aseguramiento de ingresos por la venta de energía (reducción de pérdidas), se presenta como una oportunidad para maximizar el margen de intermediación empresarial y optimizar los ciclos de ingresos desde su causa raíz.

     

    Las tarifas eléctricas competitivas son un reto constante para el sector energético de todos los países. Siendo las pérdidas de energía un elemento que se suma dentro de la tarifa eléctrica (cuando son reconocidas) y un elemento que es parte de la sostenibilidad financiera de las empresa al asegurar sus ingresos; obliga a que el abordaje sea integral bajo la premisa de que el crecimiento natural de la demanda o consumo de energía eléctrica, requerirá mayores y mejores esfuerzos para mantener un nivel sostenible de pérdidas de energía eléctrica (técnicas y no técnicas).

    Aunque no hay dudas de que en el actual gobierno se ha hecho un esfuerzo para combatir este mal de las pérdidas, sigue siendo la gran asignatura pendiente de las empresas de di[/vc_column_text][vc_row_inner][vc_column_inner width=\”1/2\” offset=\”vc_col-lg-7 vc_col-md-7\”][cms_heading text=\”Engineering today for tomorrow\” tag=\”h4\” divider=\”show\” divider_position=\”after-title\” margin_bottom=\”42\” margin_top=\”-14\”][vc_column_text]Neque porro quisquam est, qui dolorem ipsum quia dolor sit amet, consectetur, adipisci velit, sed quia non numquam eius modi tempora incidunt ut labore et dolore magnam aliquam quaerat voluptatem.

    The future of engineering, quis nostrum exercitationem ullam corporis suscipit laboriosam, nisi ut aliquid ex ea commodi consequatur?

    Quis autem vel eum iure reprehenderit qui in ea voluptate velit esse quam nihil?[/vc_column_text][/vc_column_inner][vc_column_inner width=\”1/2\” offset=\”vc_col-lg-5 vc_col-md-5\”][cms_free_resource image=\”98\” subtitle=\”Free Reource\” title1=\”Owner Managed Engineering & Manufacturing Businesses, Exit Strategy Guide\” title2=\”Engineering & Manufacturing sector\” resource_link=\”url:%23|||\” el_class=\”item-align-right\”][cms_space space_lg=\”0\” space_md=\”0\” space_sm=\”0\” space_xs=\”40\”][/vc_column_inner][/vc_row_inner][/vc_column][/vc_row]

  • Crecimiento de la energía con viento y Sol aplasta la de combustibles fósiles

    [vc_row][vc_column][vc_column_text text_size=\”size1\” css=\”.vc_custom_1547004349344{margin-top: -15px !important;margin-bottom: 22px !important;}\”]Consulting civil engineers provide expert advice on design, planning and management of civil construction, covering all types of residential and commercial construction.[/vc_column_text][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717467423436{margin-bottom: 45px !important;}\”]Mientras dos años de caída en los precios del petróleo, el Gas y el Carbón han provocado una reducción del tamaño de dicha industria a nivel mundial, la inversión en las energías limpias solar y eólica han roto nuevos records en 2015 y actualmente va camino a doblar los fondos mundiales disponibles para la misma en comparación con los disponibles para la explotación de la  industria de los combustibles fósiles.

    Las energías renovables han reducido cada vez más sus costos de producción.  El dato lo aporta Michael Liebreich, Jefe del Consejo de Asesores de la Bloomberg New Energy  Finance (BNEF).  Acorde con la BNEF,  este crecimiento de la energía renovable se está dando precisamente ahora en un ambiente de pecios bajos record para los combustibles fósiles.

    Inversiones en Renovables están aventajando a los combustibles fósiles 2 a 1.

    \"Inversión

    No hay duda que los subsidios gubernamentales ayudaron a  las Energía Renovables a poner su huella en el Mercado mundial de la energía, pero han sido su eficiencia tecnológica y las economías de escala en dicha industria lo que ha realmente conducido a la increíble baja en sus precios.  En caso de la energía solar a  1/150 desde sus niveles de precios en los años 70s.

    La curva roja debajo representa la baja en sus costos  y la curva azul el aumento en la capacidad acumulada instalada mundial.

    \"Fuente:

    Desde el año 2000, la cantidad a nivel mundial de energía producida en base a solar se ha duplicado 7 veces, incluso la de fuente eólica se ha duplicado 4 veces, y por primera vez ambas fuentes de energía están comenzando a competir  uno a uno entre ellas.

    En la gráfica debajo muestra a escala el crecimiento de las renovables  solar (izq.) y eólica (der.).

    \"crecimiento

    Mientras  la industria de los combustibles fósiles y Gas han continuado sufriendo la baja en los precios en sus mercados  y como consecuencia perdiendo inversiones. El carbón, históricamente  el combustible de bajo costo por excelencia  asociado con los movimientos de precios del petróleo,  está demostrando que sus precios no pueden caer lo suficientemente  rápidos como los del petróleo.

    En parte porque a nivel global los países han estado reduciendo su demanda de carbón por más de 10 años, incuso en China la energía a base de carbón esta mostrando un comportamiento plano. Solo los países en desarrollo que están experimentando niveles de expansión en su demanda eléctrica  están adicionando Carbón, aunque a un nivel muy lento en comparación con antes.

    Volumen Minas de carbón: U.K.

    \"Volumen

    Esto ha impactado a un modelo de negocio, como el caso de los combustibles, que se creía de crecimiento sin fin, a uno en donde ha pasado a ser limitado por la disponibilidad de capital para el mismo en donde los inversionistas se han visto tambaleados por los precios bajos, lo que unido a un escenario mundial de mucha oferta y cada vez menos demanda de estos  ha producido la reducción de este mercado, siendo esto quizás la razón más importante de la reducción del tamaño de dicha industria junto a la salida del mercado de pequeños y medianos productores con serias dificultades en pagar sus préstamos a bancos e inversionistas que ven ahora riesgo en seguir invirtiendo en el Oil and Gas.

    Mientras  la expansión en las renovables sigue  a niveles record. Desde el año 2000, la Agencia Internacional de Energía, la IEA , ha debido incrementar su pronóstico de largo plazo para la energía solar 14 veces, y su pronóstico de largo plazo para la energía eólica 5 veces.

    Acorde a todos los datos de la BNEF,  cada vez que la energía eólica dobla su tamaño de mercado hay una baja del 19% en sus costos y cada vez que la energía solar dobla su tamaño de mercado, sus costos caen en un 24%.

    Y aunque en países como el nuestro el clic hacia las renovables no ocurre  al ritmo como la BNEF y muchos entendemos que debería,  el cambio climático si sigue ocurriendo.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

  • El comité de Energía de la Cámara Americana de Comercio

    [vc_row][vc_column][vc_column_text css=\”.vc_custom_1718043297710{margin-bottom: 45px !important;}\”]El comité de Energía de la Cámara Americana de Comercio de la República Dominicana, fue creado por nuestro Consejo de Directores de la Cámara Americana de Comercio de la República Dominicana actuando en virtud de las facultades que le confiere el Artículo IV.5.2 de los Estatutos Generales de la Cámara con la Misión de Proporcionar un foro que permita a los miembros informarse y analizar la situación del sector energético del país con el fin de elaborar recomendaciones si así se considera, ya sean para sus miembros, el Consejo de la Cámara e instituciones afines, privadas y estatales, que sean consistentes con los principios fundamentales de la Cámara, en la promoción de mercados libres, transparentes, bajo un ambiente sano para el desarrollo de las potencialidades de sus miembros. El valor de nuestro Comité radica en sus Objetivo fundamentales, los que desde sus inicios han sido servir de apoyo interno, para el desarrollo de las actividades vinculadas directa o indirectamente con los temas de electricidad y del sector de hidrocarburos de interés nacional o institucional, y aquellos otros que sean relevantes para los miembros de la Cámara por lo que estamos facultados, y así lo hacemos, para colaborar y aportar en esta nueva historia de la Cámara que ahora se inicia después de nuestros primeros 90 años, en las siguientes actividades:  

    • Mantener al Consejo de Directores y a la membresía en general informada de los acontecimientos relevantes del neurálgico sector energético nacional. 
    • Elaborar las recomendaciones pertinentes al Consejo de AMCHAM, sus miembros e instituciones, tanto privadas como estatales en temas relativos al sector y que sean de relevancia en cada momento.
    • Promover el desarrollo de una industria energética sana, bajo el cumplimiento de la normativa vigente, buscando una mayor eficiencia y sana competencia dentro del sector energético que redunden en beneficio del país y de su competitividad.
    • Organizar actividades tales como conferencias y seminarios que son de interés para los miembros del Comité, de la Cámara y de país en general.

    En nuestro Comité de Energía se encuentran representados compañías miembros de la Cámara involucradas al sector energético, ya sea en la importación de combustibles (petróleo, gas licuado de petróleo, GNL, carbón) en su distribución vía las empresas Distribuidoras de Electricidad y en la generación de electricidad vía las empresas de Generación privadas y capitalizadas que suple al Sistema Eléctrico Nacional interconectado (SENI), además de las involucradas en el suministro de equipos y conocimientos en la transmisión de energía a través del SENI y más recientemente, las empresas relacionadas con el desarrollo y la implementación de fuentes de generación en base a fuentes renovables en todo su alcance.   

    La diversidad de la membresía de nuestro Comité de Energía, es uno de los elementos que mas nos enorgullece y nos brinda la garantía de la ecuanimidad y consenso en cada uno de los temas, pronunciamiento y aportes que realizamos a nuestra Cámara y a través de ella al sector energético Dominicano y la vida nacional.

    Nuestro Comité alberga dentro de sus proyectos as inmediatos están, seguir con la organización de los Seminarios y Foros sobre Energía Limpia, el último de estos realizado recientemente en mediados del presente verano 2013, una actividad interactiva de cara a conocer y analizar el alcance del nuevo Ministerio de Energía y Minas, y en el mediano plazo estamos evaluando una importante actividad con la concurrencia de todos los actores del Sector Energético Nacional para evaluar la situación de la nueva generación que deberá ingresar en nuestro sistema en los próximos 6 años, que tipo de generación, su financiamiento, la situación de la deuda en el sector y sus perspectivas.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]