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?
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:
- Los trámites y habilitaciones: largos, tediosos, desgastantes y conflictivos;
- La construcción per se: lleva mucho más tiempo que la construcción de un parque solar o eólico;
- 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.
