Raveza

Category: Energía renovable

  • Impulsando la transición energética en el Caribe

    [vc_row][vc_column][vc_column_text css=\”.vc_custom_1718053843929{margin-bottom: 45px !important;}\”]

    RAVEZA LIDERA LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA EN LA REPÚBLICA DOMINICANA CON SOLUCIONES INNOVADORAS YSOSTENIBLES PARA UN FUTURO MÁS VERDE.

    [/vc_column_text][vc_column_text css=\”.vc_custom_1718053818452{margin-bottom: 45px !important;}\”]

    Raveza Associated & Services se erige como un referente indiscutible en el campo de las consultorías, estudios y asistencia para proyectos energéticos en la República Dominicana. En medio del panorama energético actual, caracterizado por la urgente necesidad de soluciones innovadoras y sostenibles, esta empresa destaca por su trayectoria sólida y su compromiso inquebrantable con el desarrollo sostenible. La empresa se distingue por su capacidad para ofrecer soluciones integrales que abarcan tanto las fuentes de generación renovables como las convencionales.

    En el núcleo de la misión de Raveza reside una profunda comprensión de la necesidad crítica de diversificar la matriz energética y adoptar tecnologías limpias y eficientes. Esta premisa fundamental guía la especialización de la empresa en una amplia gama de servicios, que abarcan desde proyectos de energías renovables hasta iniciativas de eficiencia energética y almacenamiento de energía en baterías (BESS), entre otros. Además de estas áreas clave, se destaca por su compromiso con la excelencia en la implementación de sistemas de medición inteligente, así como en la realización de estudios tarifarios y la reducción de pérdidas en empresas distribuidoras de electricidad, tanto públicas como privadas. Este enfoque integral y multifacético lo posiciona como un aliado estratégico de primer orden para enfrentar los desafíos y aprovechar las oportunidades en constante evolución del sector energético, consolidando su reputación como un líder confiable y visionario en la industria.

    Uno de los aspectos más sobresalientes del trabajo de Raveza radica en su enfoque especializado en el almacenamiento de energía en baterías, una herramienta fundamental para la estabilización de las redes eléctricas. En un contexto marcado por el rápido avance de las energías renovables, el almacenamiento de energía en baterías BESS ha adquirido una importancia aún mayor

    al convertirse en un componente esencial para mitigar los desafíos asociados con la intermitencia de fuentes como la energía solar y eólica. Con su capacidad para regular la frecuencia y el voltaje en tiempo real, el almacenamiento de energía en baterías desempeña un papel crucial en garantizar la fiabilidad y la estabilidad del suministro eléctrico, lo que se traduce en un sistema energético más resiliente y eficiente, capaz de adaptarse a las demandas cambiantes del mercado y las condiciones ambientales.

    La empresa se enorgullece de su contribución al avance hacia una matriz energética más sostenible en República Dominicana. Reconociendo los múltiples desafíos que implica este proceso de transición, desde el equilibrio de impactos ambientales hasta la garantía de seguridad energética y el impulso del desarrollo socioeconómico, la empresa se compromete a trabajar en estrecha colaboración con sus clientes y socios para superar estos obstáculos y construir un futuro energético más resiliente y equitativo para todos los dominicanos.

    La experiencia de Raveza trasciende las fronteras nacionales, con más de 14 años de experiencia en el sector y una impresionante cartera de proyectos realizados en diversos países de la región y más allá. Esta amplia experiencia y conocimiento acumulado les permite ofrecer soluciones adaptadas a las necesidades específicas de cada contexto, consolidando su posición como líderes en el campo de la energía sostenible a nivel internacional.

    En esta empresa, el compromiso con la excelencia y la innovación es el motor que impulsa su trabajo diario. Ya sea a través de consultorías especializadas, estudios de viabilidad o asistencia técnica, están dedicados a impulsar el progreso hacia un futuro energético más sostenible y próspero para todos los dominicanos.

    [/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column width=\”1/4\”][vc_single_image image=\”2144\” img_size=\”\” css=\”\”][/vc_column][vc_column width=\”3/4\”][vc_column_text css=\”\”]

    Suplemento Revista Mercado clic aquí[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

  • 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]

  • Transición energética: No existe una solución universal única

    [vc_row][vc_column][vc_column_text text_size=\”size1\” css=\”.vc_custom_1717774986719{margin-top: -15px !important;margin-bottom: 22px !important;}\”]No existe una solución universal única[/vc_column_text][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717468659880{margin-bottom: 58px !important;}\”]Muchas veces puede existir la percepción de que existe una versión «correcta y única» de un proceso de transición energética que todos los países deben cumplir. Pero para los países de todo el mundo, especialmente aquellos que conforman la periferia económica mundial o con economías en vías de desarrollo, como la mayoría del hemisferio sur, no existe una solución única. Y sobre todo para países insulares como la República Dominicana. En donde el desafío implica lidiar con otras realidades que las de los países continentales, incluso a veces versus algunos países continentales con menor nivel de desarrollo individual o calidad de vida que el nuestro. Pero con una mayor variedad y cantidad de recursos naturales y energéticos. Por lo tanto, para algunos países la “Transición Energética” significa avanzar hacia una matriz energética basada en renovables. Pero para otros, significa garantizar que sus comunidades tengan acceso a energía limpia y asequible. Ahora bien, sin duda hay un desafío común para todos los países en vías de desarrollo en el mundo y puntualmente en el nuestro; que es el desafío financiero impuesto por la transición energética debido a los costes que trae como consecuencia y por ende, a su vez, diferentes pruebas para nuestras diferentes economías y el que cada uno enfrentará a su manera. Aquí podemos aplicar la máxima del Profesor Milton Friedman hace ya más de 60 años “there is no free lunch” en la economía. “La transición es un conjunto de herramientas para que las empresas y los países elijan piezas; pero no todos podemos enfrentarlo de la misma manera”.

    Entonces la disyuntiva es, cómo los estados están abordando el tema energético: ¿globalización vs localización? Recientemente en la Cumbre Internacional de Energía AIEN, representantes de Brasil y Argentina explicaron lo que significa la transición para ellos y abordaron las tensiones entre la visión global (a menudo la del G8) y la perspectiva de los países individuales, en particular los del hemisferio sur. Heloisa Borges Esteves, Directora de Estudios de Petróleo, Gas Natural y Biocombustible de la Oficina de Investigación de Energía de Brasil, explicó cómo la transición energética ya ocurrió en dicho país. “Tenemos una de las matrices energéticas más limpias del mundo. El 90% de nuestra producción eléctrica ya proviene de energías renovables (por supuesto, considerando los inmensos recursos hidráulicos “energía limpia”, con los que la providencia ha dotado a Brasil). Para continuar con este buen trabajo, señalaba Heloisa, debemos resolver el trío básico: seguro, limpio y asequible.

    No hay dudas de que los países en vías de desarrollo tienen un desafío mayor que las economías desarrolladas en lo que respecta al camino por recorrer para la transición energética. Economías que a su vez se desarrollaron en base a energías de origen fósil contaminante, como el carbón y el petróleo a todo largo y ancho del pasado siglo XX. Sin embargo, no hay dudas tampoco de que, en nuestros países, y en particular la República Dominicana estamos tratando de mejorar la matriz de nuestra oferta energética.

    Actualmente, casi sin excepción, en muchos de los países del hemisferio sur están basando su transición energética en cuatro pilares principales:

    • Equilibrar impactos ambientales
    • Desarrollo social y económico
    • Seguridad energética
    • Mantener la competitividad del país

    Cuando pensamos en la transición, cada país piensa en diferentes recursos y necesidades y en la mejor manera de solventarlo. Pero sin duda, como es hartamente consabido, y he mencionado en artículos anteriores, sin transmisión eléctrica no habrá la necesaria transición energética.

    Veamos dos ejemplos de éxito.

    1. España.

    Recientemente este país alcanzó e hizo realidad el sueño 100% renovable, esta vez durante nueve horas.

    La generación eléctrica peninsular con sol, viento y agua fue mayor que la demanda entre las 10 de la mañana y las siete de la tarde del martes pasado, un patrón que de seguro se repetirá cada vez más en el futuro. El sistema eléctrico español degustó el martes un dulce aperitivo del banquete renovable, nueve horas en las que la generación verde fue más que suficiente para cubrir el 100% de la demanda peninsular española, un hito que ya tenía precedentes en momentos puntuales, pero no en un lapso tan largo. Por supuesto esto se logra con un sistema fuerte, que España ha conseguido en los últimos 20 años. Un logro respaldado por Red Eléctrica de España (REE), la versión allá de nuestra Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) — se produjo, además, un día al uso, de diario, en el que el patrón de consumo es el habitual y no un festivo ni durante el fin de semana, Realmente a las 13:40, con un 67% entre fotovoltaica y solar de ese 100%. [/vc_column_text][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717468764078{margin-bottom: 30px !important;}\”]

    Ahora bien, Red Eléctrica de España se creó en 1985 en aplicación de la ley 59/1984, del 26 de diciembre. Fue la 1era empresa del mundo dedicada en exclusividad al transporte (transmisión) y operación del sistema eléctrico. Red Eléctrica se constituye como una empresa con mayoría de capital público, compuesta por las aportaciones patrimoniales de un grupo de empresas públicas (Endesa y ENHER) y las privadas (Iberduero, Hidroeléctrica Española, FECSA y Unión Fenosa, entre otras). El INI (Instituto Nacional de Industria), antecesor de lo que ahora se denomina SEPI, poseía directamente un 1%. Comenzó con una plantilla de 93 personas y 10,500 Km de líneas de alta tensión.

    1. California.

    California es quizás el mejor y más real ejemplo de transición energética, con una larga historia de prueba y error desde hace más de 20 años cuando como política de estado alli empezaron este camino, llegando hoy día a lo más preciado para mantenerla, la concientización de su gente y usuarios finales del servicio de energía eléctrica. Por su PIB, California si se considerara como una nación independiente, y no como parte de la unión América, constituirá la 5ta economía del mundo. Y siguiendo su plan de descarbonización de su parque de generación eléctrica, la misma es servida completamente con energía en base a fuentes renovables durante todas las horas diurnas del día. Mayoritariamente de origen solar fotovoltaica. Y a las 7:00 PM – 8:00 PM cuando dicha fuente de energía desaparece, entran las plantas de base con tecnología de ciclo combinado en base a gas natural. Sin embargo, aquí se hace necesario recordar de nuevo al economista y profesor Milton Friedman y su máxima de que en la economía “no hay almuerzo gratis”. Dichas plantas de base de ciclo combinado son mantenidas encendidas en el día completo, bajo la modalidad de Must Run en su mínimo técnico algunas de ellas debido por su tecnología, cobrando potencia y representado un cargo extra en la tarifa a los consumidores finales, quienes están conscientes del mismo y lo pagan en aras de mantener su proceso de descarbonización corriendo. Un rasgo de responsabilidad social por parte de los ciudadanos de aquella sociedad verdaderamente loable. Pero algo que evidentemente es más factible en una economía como la de USA, y puntualmente la de California, con un poder adquisitivo 14 veces más alto que el de un dominicano promedio que haga la misma labor. Por lo que aplicarlo en RD a todas luces tendría un desafío económico muy difícil de vencer.

    ¿Qué podemos hacer en RD?

    Sin los fondos de la Comunidad Europea como respaldo en caso de ser necesario, como para el caso español ni el músculo financiero de la economía norteamericana, para el caso de California y sus ciudadanos. Más cerca aún sin ni siquiera poder contar con, por ejemplo, los US$6,000 mm de la FEMA de USA para Puerto Rico a fin de fondear a PREPA (La CDEEE puertorriqueña) y LUMA, la empresa privada que mediante licitación ganó la operación y mantenimiento de la PREPA desde hace ya 2 años. Y sobre todo, en nuestro caso, con las tres más importantes empresas de distribución de electricidad nacionales con unas pérdidas totales promedio entre las tres de casi un 35%; es decir, no pudiendo cobrar RD$35 de cada RD$100 pesos que se facturan cada mes.  Consideramos que, ante la alta integración de proyectos energéticos en base a fuente renovables de energía, el cuello de botella de nuestra Red de Transmisión o Transporte y los años que aún faltan para que los importantes proyectos de ciclo combinado en base a GNL ya licitados entren en operación para aliviar la calidad del servicio eléctrico vía la aportación de potencia firme al sistema y ayudar a la regulación de frecuencia en nuestras redes de transmisión. Ya sea vía las leyes especiales No. 125-01 de la Ley General de Electricidad y la Ley de Asociación de Público Privada, a las cuales nuestra ETED tiene derecho a elegir según considere pertinente.   Empezar el fondeo de nuevas líneas y un programa de mejores prácticas para la planificación a largo plazo del sistema de transporte eléctrico en alta tensión con varios puntos ineludibles en nuestra opinión como, Evaluación y Mitigación del Riesgo del Cambio Climático.

    • Los riesgos en la disponibilidad y confiabilidad del sistema eléctrico de potencia «SEP» debido a los eventos climáticos extremos nos desafían a innovar, utilizando las mejores prácticas de planificación para evaluar, responder y mitigar estos riesgos.
    • Los crecientes fenómenos meteorológicos plantean amenazas continuas para la operación de nuestro sistema de energía, que posee una infraestructura eléctrica envejecida. El cambio climático y la alta penetración de proyectos de energía renovables, más la evolución de los recursos también están haciendo que las tareas habituales de operación y mantenimiento «O&M» sean más desafiantes, con condiciones que incluyen una menor disponibilidad de generación hidroeléctrica, temperaturas ambientales más altas. A esto hay que agregar los problemas de suministro de equipos importados agravados por la crisis en la cadena de suministro mundial post pandemia COVID-19.

    Podemos hacer que la red eléctrica sea más confiable y resiliente, pero no podemos protegerla de todas las amenazas naturales y humanas, por lo que las interrupciones de servicio y apagones irán en aumento. Por lo tanto, debemos repensar cuál debe ser la mejor manera de utilizar y equilibrar nuestros esfuerzos y recursos para la seguridad de la red, y la protección de los usuarios y la sociedad contra posibles fallas en la misma.

    Nuestro país no construye infraestructura eléctrica de transmisión de relevancia desde hace unos años, Es decir, que tenemos serias falencias en infraestructura junto con limitaciones de presupuesto. Lo que como consecuencia trae que nuestra nación no podrá cumplir con todos los 17 Objetivos de Desarrollo Sustentable «ODS» firmado ante las Naciones Unidas, pero con un desarrollo masivo y rápido de generación renovable actualmente, pero apalancado por los sistemas de compensación, sistemas de control de flujo, y la no existencia aún de manera considerable de sistemas de almacenamiento de energía basados en baterías «BESS». No podremos luchar contra el cambio climático si seguimos haciendo pequeños ajustes graduales en los procesos de planificación, desarrollo coherente y construcción de la red de transporte en alta tensión sin adoptar una solución de fondo. Tenemos que hacer algo.

    • Tenemos que repensar la red en forma integral definiendo los nuevos niveles de tensión, las capacidades a futuro y la tecnología de transmisión a implementar -de continua o de alterna-.
    • Tampoco podremos resolver el desarrollo verde del lado de la oferta sin contar con una columna vertebral en ultra alta tensión y en corriente continua «HVDC» que duplique la actual capacidad de transmisión del Sistema de Interconexión Eléctrica en alta tensión.
    • Tenemos que construir nodos fuertes, mediante estaciones transformadoras colectoras y concentradores (hubs) con líneas en extra alta tensión donde confluyen las actuales redes de menor tensión, las que harán de interconexión con la generación renovable de gran capacidad (básicamente parques solares y eólicos).
    • Es también importante realizar un trabajo continuo para acelerar la obtención de permisos de paso y la ubicación de dichos nodos concentradores y sus subestaciones eléctricas.
    • Para ello, sería necesario pensar en un nuevo enfoque en el proceso de planificación de la transmisión a escala nacional. Desarrollar una visión, una justificación y planes claros y audaces con el objetivo de obtener un sistema eléctrico de potencia que acorde las necesidades actuales y futuras con un horizonte de al menos 40 años.

    Conclusión

    • No se deben encarar o licitar proyectos de generación convencional o renovable sin hacer participar al actor olvidado: la red de transmisión eléctrica.
    • Como hemos sugerido antes en otras ocasiones, el Organismo Coordinador del SENI y la ETED junto a Consejo Unificado de las EDES (CUED), se debe conformar un Comité de Administración de un Fondo Fiduciario financiado con inversión vía una de las dos leyes especiales antes mencionadas a las que ETED tiene el derecho a acudir dependiendo del tipo de proyecto. Para la transmisión o transporte eléctrico y demás organismos especializados, utilizando modernas herramientas que puedan pronosticar con mejor precisión los cambios comenzar a desarrollar y utilizar mejores procesos, escenarios y herramientas de planificación.

     

    [/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

  • República Dominicana vs Centroamérica, por el camino verde

    [vc_row][vc_column][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717464862318{margin-bottom: 58px !important;}\”]Cuando pensamos en la capacidad por tipo de generación de nuestro país vs la región Centroamericana[/vc_column_text][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717464531947{margin-bottom: 58px !important;}\”]Cuando pensamos en la capacidad por tipo de generación de nuestro país vs la región Centroamericana, que es con la que más comúnmente nos compraran en todos los aspectos como país debido básicamente al tamaño de algunas de sus economías y sus estructuras de mercado con relación a la República Dominicana, debemos recordar que las energías renovables, incluida la Hidroeléctrica, ya superan a los Hidrocarburos en dicha región Centroamericana en la generación de electricidad en dicha región de acuerdo con el informe “ Estadísticas de Producción de Electricidad de los países del sistema de Integración Centroamericana (Sica)”, elaborado por la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal) y publicado en agosto de 2017.

    Acorde a dicho informe en 2016, última cifra disponible validada, la producción de electricidad de manera conjunta en Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua, Panamá, Belice y Republica Dominicana fue de 67,231 GWH (Giga Watts/Hora), de los cuales 36,110 GWH fueron generados por fuentes limpias en la región, es decir, en total un 54% provino de fuentes renovables y el 46% correspondió a hidrocarburos y combustibles fósiles. Sin embargo, en este punto es de rigor destacar el peso y la importancia de la generación Hidroeléctrica en Centroamérica dentro de ese 54% de energía limpia, pues la generación Hidro constituyo con el 67.4% de dichos 36,110 GWH antes mencionados, el 10.3% se correspondió a la Geotermia o Energía Geotérmica, el 9.9 % a la Energía Eólica, el 8.9% a la energía en base a Biomasa y Biocombustibles, 3.3% a la Energía Solar y un 0.1% a la Biogás.

    Si vemos la cifra de la generación total de la región ahora por país, notaremos que la Republica Dominicana fue el país con la mayor generación anual, con 15,891 GWH, de los 67,231 GWH (Giga Watts/Hora) generados en su conjunto por toda la región de Centroamérica y la Republica Dominicana, representado un 23.6% para dicha generación conjunta. Seguido por Guatemala con 10,877.9 GW/h, Costa Rica 10,781 GW/h, Panamá 10,775.7 GW/h, Honduras 8,783.1 GW/h, El Salvador 5,598.8 GW/h, Nicaragua 4,150.7 GW/h y Belice 371 GW/h.

    Sin embargo, cuando se refiere a cuál fue el país que produjo un mayor porcentaje del total de de las energías renovables en la región, nos referimos ahora a los 36,110GW/h antes indicados, Costa Rica fue el que contribuyo con un mayor porcentaje para un 29.3%, seguido de Panamá con 20%, Guatemala con 17.8%, Honduras 12.1%, El Salvador 9%, Nicaragua 5.8%, Republica Dominicana 5.1% y finalmente Belice con 0.9%.

    Sin dudas en la región de Centroamérica y República Dominicana está creciendo el sector de renovables, liderado por Costa Rica, Guatemala, Panamá y más recientemente por El Salvador. Mientras que es evidente que en Honduras, Nicaragua y nuestro país hay todavía un marcado dominio de la generación de electricidad con base Hidrocarburos y Combustibles Fósiles.

    Hay que agregar a lo anterior que los países centroamericanos experimentan en estos momentos una transición en energía hacia una canasta más diversificada con la próxima inclusión del Gas Natural en Panamá como combustible de generación. Una labor que nuestro país empezó hace unos 15 anos en ese sentido, y de cuya experiencia ahora se ha nutrido en parte Panamá reciénteme para su próxima incursión en el trasiego y generación en base a dicho combustible.

    No hay dudas que la abundancia de agua y por consiguiente la generación Hidroeléctrica en algunos países de la región Centroamericana como por Ejep. Costa Rica y Panamá, le otorgan una ventaja comparativa con respecto a nuestro país en lo relacionado a fuentes naturales para energía limpia, y es en esencia la gran diferencia de Centroamérica en su conjunto con respecto a la República Dominicana, un país insular. Sin embargo, consideramos que en nuestro país, así como lo están haciendo los países centroamericanos antes citados no obstante la abundancia del agua para algunos de ellos, se debería seguir explorando y apostando al campo de las energías renovables como un elemento de competitividad a mediano y largo plazo, como manera de evitar la dependencia energética con otros países y por motivos medioambientales.

    Gracias a Hugo Arce Barqueta por su colaboración para este artículo.[/vc_column_text][/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]

  • Hacia un desarrollo integral de la Política Energética Dominicana

    [vc_row][vc_column][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717467981128{margin-top: -15px !important;margin-bottom: 22px !important;}\” text_size=\”size1\”]Aprovechamiento de las Energías Renovables[/vc_column_text][vc_column_text css=\”.vc_custom_1718043556301{margin-bottom: 45px !important;}\”]Como país insular, sin grandes fuentes de energías fósiles ni hídricas, existe un gran potencial para el desarrollo de fuentes de energía sostenibles en la República Dominicana y en general las autoridades y las instituciones líderes de la sociedad civil reconocen este potencial como valioso; sin embargo, el sector energético en general ha vivido en los últimos 45 años con la difícil situación de tratar de  alcanzar más energía confiable, eficiente y ambientalmente sostenible para el desarrollo del país.

    Es difícil calcular el daño al desarrollo (económico, social, cultural, educativo, emocional y político) imputable a la crisis del sector eléctrico en el transcurso de más de cuatro décadas de crisis recurrentes que han afectado al sector, con un patrón común de cadena detonante: cualquier coyuntura de shock externo (petrolero, cambiario o geopolítico) impacta directamente los costos y el servicio. Basta con señalar que el 85% de la producción eléctrica de la República Dominicana se genera a partir de combustibles fósiles importados. Esta dependencia ocasiona un alto costo a la economía del país, haciéndolo muy vulnerable a las fluctuaciones del precio global del petróleo, creando una balanza comercial desfavorable y ocasionando la contaminación local del aire y del agua, así como también contribuyendo al cambio climático global.

    El gobierno Dominicano en su plan plurianual del sector público, dentro del marco de la Estrategia Nacional de Desarrollo END 2010-2030 tiene planteado para el cuatrienio 2013 – 2016 dos objetivos para el sector energético: 1) asegurar un suministro confiable de electricidad, a precios competitivos y en condiciones de sostenibilidad financiera y ambiental y 2) Garantizar un suministro de combustible confiable, diversificado, a precios competitivos y en condiciones de sostenibilidad ambiental. Dentro de las líneas estratégicas de acción definidas para conseguir esto vale destacar el artículo 25 de la Estrategia Nacional de Desarrollo 2030 mediante la cual el Gobierno tiene el compromiso de: Impulsar la diversificación del parque de generación eléctrica, con énfasis en la explotación de fuentes renovables y de menor impacto ambiental, como solar y eólica.

    Acorde a la investigación intensiva del Worldwatch Institute plasmada en su estudio Worldwatch DR Roadmap de 2011; Existe un sólido potencial eólico y solar en todo el país, para el caso solar con una irradiación horizontal global (GHI) promedio generalmente en el rango de 210 a 250 vatios por metro cuadrado (W/m2), comparable con el potencial del suroeste de EE. UU. Y superior a otras áreas bien posicionadas, tal como la costa del Mar Mediterráneo. Para los recursos eólicos, se identificaron 78 sitios con un factor de carga superior al 30%, así como recursos superiores mayormente en el suroeste, incluidos Pedernales, Baní y Montecristi en el noroeste. La variabilidad del viento es alta, por lo que el desarrollo eólico debe tener en cuenta la diversidad geográfica como una manera de encarar los problemas de intermitencias.

    En el marco de todo lo antes indicado, el Estado Dominicano creo la Ley de Energías Renovables y Eficiencia Energética 57-07, en base a cuyas señales favorables enviadas mediante Incentivos para los fines de la inversión privada tanto empresarial como residencial en lo relativo a la generación a partir de fuentes de energías renovables nacionales, pueden ser una salida a nuestro problema de décadas y contribuir a la formación de redes inteligentes e incluso de generación distribuida.  Como producto de la citada Ley se puede destacar; Proyectos Eólicos Inyectando a la Red, Proyectos Eólicos con PPA y financiamiento, Proyectos Solares con PPA y esperando Financiamiento, Proyecto Mini-hidroeléctrico, Medición Neta: Mediante la resolución CNE-AD-0007-2011.

    El gobierno ha indicado para estas modificaciones la existencia de contratos de compra de energía renovables en algunos casos mal estructurados que no justifican el sacrificio fiscal y merman sus recaudaciones en algunos casos, pero está también en sus manos hacer los ajustes a dichos contratos, 

     

    Toda vez que siempre pueden hacerse mejoras a los mismos con la anuencia de las partes y de que a partir del 2016 hay un nuevo escenario con la finalización del Acuerdo de Madrid.

    Entendemos que se requiere mantener los incentivos a las energías renovables tal como estaban antes de la Reforma Fiscal para lograr que el 10% de las necesidades eléctricas sean suplidas a partir de fuentes renovables nacionales, para el año 2015 como lo establece el artículo 21 de la Ley 57-07 y se deben revisar las modificaciones realizadas a la Ley No.57-07, en cuanto a la eliminación del incentivo del impuesto sobre la renta por la generación de electricidad a partir de fuentes renovables nacionales y la reducción del crédito fiscal a los auto productores. [/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]