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  • La transicion energetica y el desafio de las energia renovables

    [vc_row][vc_column][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717469620329{margin-bottom: 45px !important;}\”]En general, cuando hablamos de Transición Energética, se nos olvida algo que quizás parecería antiguado, dada toda la innovación disruptiva que ha sufrido el sector eléctrico, y es el hecho de que el mercado eléctrico es el único unido físicamente por un cable entre quien produce la energía eléctrica, pasando por quien la transmite, por quien la comercializa y finalmente hasta quien la consume. Sea este un cliente pasivo (solo receptor de la misma) o interactivo (Auto – Generadores que exportan sus excedentes a la red) los llamados clientes bidireccionales como por ejemplo clientes con paneles solares en el techo de sus casas, pero que interconectados a la red de distribución de la empresa concesionaria de dicho servicio que les toca dependiendo de la ubicación geográfica del cliente en cuestión. Todo esto así porque aún no se ha llegado todavía a poder transportar los electrones o la energía eléctrica por el aire. Es decir, en definitiva, que no obstante son reglas de mercado las que se utilizan para valorizar y realizar las transacciones económicas dentro del mercado Eléctrico Nacional Interconectado, este se rige por leyes físicas.

    En este sentido. El Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) existente no puede soportar la creciente demanda o la incorporación masiva por ejemplo de energías renovables o electromovilidad porque la red de transmisión es la principal limitación. Esa es la razón por la cual la red de transmisión confiable y resiliente es ya y será la piedra angular de la transición energética.

    Existe un auge de proyectos de energías renovables en el mundo, pero estas iniciativas no han sido acompañadas por la construcción y repotenciado de las líneas. Dado que las mismas son esenciales para asegurar el éxito de la incorporación masiva de energías renovables y, que a nivel mundial sigue siendo un jugador olvidado, es de rigor que la mayor inversión en estos momentos deberían ser dirigidas a modernizar y adaptar dichas redes a todo lo se le viene y le esta legando ya.

    A lo anterior hay que agregar y no olvidar que como consecuencia de la pandemia del COVID-19, durante la misma y aun tiempo después se cayó el mantenimiento programado y oportuno de muchas de estas redes. Pues se programaron muy pocas salidas de cuadrillas de linieros para inspeccionar las redes de Transmisión y Distribución (T&D). Y ahora que la pandemia concluyó, muchas empresas todavía están enfrentado problemas de presupuesto.

    Por lo tanto, esta una excelente oportunidad para evaluar los activos de alta tensión existentes y la infraestructura de T&D, su capacidad y su resiliencia ante eventos climáticos para los que no fue originalmente diseñada.

    La importancia de la inspección y auditoría previa de las líneas de transmisión y el seguimiento de los proyectos y obras de infraestructura es la siguiente.

    1. En el caso de instalaciones existentes que requieran repotenciación, relevar el estado actual de las líneas eléctricas, subestaciones eléctricas y servicios auxiliares, realizando un due diligence técnico in situ sobre la infraestructura, sus activos y el cumplimiento normativo de las empresas de servicios públicos, los contratistas (EPC por sus siglas en Ingles), proveedores y autoridades locales.

    Para ello es necesario aplicar programas de \”Inspecciones y Auditorías como Servicio\”.

    1. En el caso de proyectos de construcción de nuevas líneas de alta tensión, esto es importante como oportunidad de ver nuevamente el diseño, la tecnología adecuada e incluso revisar la redacción de los pliegos de licitación, con énfasis en la conservación de la flora y fauna local, preservación del medio ambiente, recursos hídricos, poblaciones arqueológicas y asegurar la seguridad eléctrica en la vía pública.

    Y, por último. Durante el comisiona-miento y la puesta en servicio: supervisar bien las obras, verificando la calidad de la construcción y de los materiales utilizados, y garantizando su cumplimiento en tiempo y forma para minimizar demoras y mayores costos.

    ¿A que desafíos se enfrentan las Energías Renovables en el Contexto de la actual Transición Energética?

    La arquitectura de la infraestructura eléctrica esta experimentando un cambio acelerado; No solo en todo el mundo, sino también aquí en nuestro país, se estan descarbonizando los sistemas de generación y gestión centralizados y está migrando la transición energética hacia sistemas de generación distribuida y localizada, facilitados por los avances de la digitalización de los sistemas de energía y las tecnologías de la información y de comunicación. Para ello, el sector eléctrico presenta desafíos. Algunos de ellos son;

    1. Como manejar la intermediación y previsión incierta de la eólica y solar (la famosa “curva del pato”)
    2. La transición del papel de consumidor pasivo a pro-consumidor activo
    3. La transición digital o digitalización de la gestión de la red para lograr eficiencia, agilidad y competitividad
    4. La integración de los vehículos eléctricos conectables o enchufables en las casas y en estaciones de carga
    5. Como garantizar la calidad de servicio y la estabilidad del mercado en un sistema cada vez más complejo
    6. La incorporación masiva de almacenamiento conectado a la red y conectado al usuario
    7. La resiliencia del suministro eléctrico frente al crecimiento de la población y las posibles fallas del sistema
    8. La integración de unidades de multi-generacion, la optimización de los recursos y la coordinación entre los transportistas de AT y MT
    9. La inversión en ciberseguridad. La cual hoy en día se trata de un tema crítico y de seguridad nacional
    10. La tarifa de electricidad: Con el reto de que cuyo objetivo siempre debe tender hacia la disminución de los costos

    Por su puesto, estos conceptos requieren del diseño de una red de transmisión eléctrica en alta tensión para dotar de mayor flexibilidad al sistema y que pueda absorber y canalizar eficaz y eficientemente estos nuevos recursos eléctricos. En definitiva, de un diseño integral De la Redes de Transmisión y de Distribución, pero de la mano con la Regulación del Sector. Y un cambio radical en la forma de pensar de los grupos de poder al frente de la burocracia estatal al frente del sector energético, y el apoyo firme y de largo plazo del Estado para impulsar y fomentar el cambio.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]

  • Evolución automotriz en el tiempo de las baterías

    [vc_row][vc_column][vc_column_text css=\”.vc_custom_1717469431464{margin-bottom: 45px !important;}\”]Es ya un secreto a voces de que apenas en una década, algunas automotrices, sobre todos japonesas, prevén fabricar autos eléctricos que podrían recorrer hasta 1200 km entre carga y carga. Por lo que a todas luces, habrá un punto de quiebre tecnológico.

    Por ejemplo. Lucid Air ofrece la autonomía más larga de todos los autos eléctricos a batería (BEV) del mercado actual. Según estimaciones de la Agencia de Protección Ambiental, este puede recorrer 830 km entre cargas. Pero acorde a lo anunciado por el pronunciamiento de la Toyota dijo recientemente que sus autos eventualmente podrían ir aún más lejos gracias a la tecnología de baterías de estado sólido. El fabricante de automóviles japoneses reveló que sus futuros vehículos recorrerían casi 1200 km entre carga y carga (con capacidad plena) en tan solo 10 minutos.

    Toyota, como muchos otros fabricantes de automóviles, ha encomendado a sus ingenieros mirar hacia el futuro, más allá del próximo vehículo eléctrico (EV) de la gama de la empresa. Están analizando futuras tecnologías de baterías para vehículos eléctricos, desde la composición de las celdas hasta el alcance y las capacidades de recarga.

    Los autos eléctricos a batería que se encuentran actualmente en el mercado tienen baterías con composición de iones de litio o de hidruro metálico de níquel. Estas baterías son grandes y pesadas, tradicionalmente ocupan la mayor parte del espacio entre las ruedas del BEV que alimentan. Su tamaño y peso hacen que los autos eléctricos a batería pesen mucho. Los vehículos pesados tienden a dañar más rápido las rutas que aquellos autos más livianos, y la potencia de la batería tiene que superar el peso del auto para impulsa. Por lo que las baterías de estado sólido son la próxima frontera. Pero aún no están listas para el “prime time”.

    “La tecnología de baterías de estado sólido ha sido la panacea del sector desde hace algún tiempo. Miles de millones de dólares de capital de riesgo se han invertido en hacerla lo suficientemente práctica, escalable y asequible para ser utilizada en vehículos de producción. Pero, como muchos ingenieros de baterías indican, un avance que parece prometedor en condiciones de laboratorio a menudo no funciona en condiciones del mundo real.

    Las baterías tradicionales de iones de litio y de hidruro metálico de níquel contienen electrolitos líquidos o en gel polimérico. Mientras que las baterías de estado sólido tienen electrodos sólidos y electrolitos sólidos. Estos sólidos están diseñados para ser más densos de energía, lo que resulta en una batería más pequeña y ligera que alimente el automóvil. Además, estos factores permitirán una mayor autonomía del BEV. Diferentes empresas utilizan diferentes productos químicos para lograr resultados óptimos para su marca; y los fabricantes de automóviles compran baterías de proveedores que pueden ofrecer la combinación adecuada para lo que buscan.

    La tecnología de estado sólido no es nueva, pero sí lo es su aplicación en automóviles a gran escala. En la década de 1990, investigadores del Laboratorio Nacional de Oak Ridge crearon una nueva clase de electrolitos de estado sólido que hizo que la industria automotriz se pusiera de pie y pusiera su atención allí.

    Por citar solo anginas. Ford, BMW, Toyota, Mercedes-Benz, Volkswagen, Nissan y muchos otros han invertido en el desarrollo de tecnología de baterías de estado sólido. Muchos se han asociado con empresas de innovación energética para trabajar en pos de sus objetivos de desarrollo. Los costos asociados con el desarrollo de tecnología de estado sólido ascienden ya a cientos de millones de dólares, si no miles de millones, por parte de fabricante de automóviles.

    Antes de que las baterías lleguen al mercado, hay una serie de problemas que los fabricantes de automóviles y de baterías deben resolver, incluida la instalación de infraestructura de carga para respaldar la capacidad de carga rápida de alto voltaje.

    Uno de los elementos intrigantes de la afirmación de Toyota es la capacidad de cargar en 10 minutos”, acorde a la directora asociada de investigación y análisis de S&P Global.

    “De alguna manera, la capacidad de cargar más rápidamente y la infraestructura robusta para soportar esa capacidad es más crítica que lograr un alcance de más de 1200 km. El tiempo de carga y las afirmaciones de alcance se complementan entre sí, pero la infraestructura y el tiempo de carga son elementos que los consumidores cuestionan hoy en día. Por lo que poder responder a esta pregunta de una forma en la que los consumidores confíen, hace que la cuestión del alcance se vuelve un poco menos prioritaria”.

    Muchos fabricantes de automóviles se han autoimpuesto como plazo o fecha límite los años 2030 o 2035 para convertirse en fabricantes de automóviles totalmente eléctricos. Otros están promocionando su capacidad de ser climáticamente neutrales, una frase utilizada para describir un enfoque de sostenibilidad durante todo el desarrollo, la fabricación y el ciclo de vida útil de un vehículo y más allá, para 2050 o antes.

    Las baterías de estado sólido desempeñan un papel neurálgico en estos esfuerzos. Pero eso no significa que los autos de hoy quedarán olvidados por las baterías del mañana. Lo mismo ocurre con la elaboración moderna de los vehículos eléctricos y la infraestructura de carga.

    Quizás es probable que se necesite un nuevo cable de carga para aprovechar al máximo las mayores velocidades de carga del estado sólido, pero los futuros vehículos deberían ser compatibles con el hardware actual, especialmente con la adopción del estándar de carga norteamericano (anteriormente conocido como conector de carga de Tesla), por la mayoría de los fabricantes de automóviles”, acorde con la publicación especializada EVPulse.

    “Puede que llegue un momento en el futuro en el que se requiera la actualización, pero no será de la noche a la mañana. Esto es especialmente cierto cuando la propiedad de vehículos nuevos dura una década o más a la vez”. Según un análisis de S&P Global, hoy en día la mayoría de los propietarios conservan sus autos durante poco más de 12 años. Hace una década, el promedio era de 9,7 años.

    Si bien es razonable esperar que las células de estado sólido aparezcan en uso limitado a finales de esta década, vale la pena señalar su accidentada trayectoria hasta la fecha dentro de una de las compañías automotrices más grandes, por lo que yo no apostaría por ningún año específico antes de 2030”.

    A pesar de que no haber una línea de meta. Tal y como se desprende del Análisis de S&P Global al que este autor tuvo acceso.  “Una transición más amplia de un mercado dominado por motores de combustión interna a un mercado dominado por vehículos eléctricos no estará determinada por ningún desarrollo o avance tecnológico por sí solo. Una mayor autonomía y tiempos de carga más rápidos son importantes, pero la infraestructura y el costo para el consumidor también lo son. La importancia es que es un paso más en el camino y cada paso cuenta”.[/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]