viernes, octubre 21, 2005

Dialoguemos: Reunión Martes 25 de Octubre


Ing. Rhadamés Segura,
Secretario de Estado
Vicepresidente Ejecutivo de la CDEEE
 
Ing. Rubén Montás
Director Ejecutivo de la CNE
 
Ing. Francisco Méndez
Superintendente de Electricidad
 
Ing. Salvador Rivas, MSc
Director Energía No Convencional, SEIC
 
Distinguidos funcionarios gubernamentales,
 
Los organizadores de las reuniones semanales de la Comisión de Tecnología Ampliada, al igual que el GMH, están muy interesados en recibirlos en la próxima reunión. En esta ocasión, el Ing. José Luís Moreno San Juan, Director del Instituto de Energía, de la UASD, hará una presentación cubriendo los temas más relevantes del sector energía. En el período de preguntas y respuestas, continuaremos con el Dialogue que ha venido transcurriendo, muchos de los cuales, al ser autorizados, aparecen en notas publicadas en esta Bitácora Digital.
 
Como habrán podido, o pueden comprobar, estamos logrando importantes progresos en el proceso de Dialogue. Esa es la razón por lo cual consideramos que sus aportes enriquecerían grandemente el Dialogue que estamos desarrollando, lo cual es vital para avanzar más rápido en lograr una visión compartida para enfrentar como nación esta grave crisis.
 
La reunión se celebrará el próximo martes 25, a partir de las 6:00 p.m., en la sala de reuniones de El Caribe.
 
Esperando contar con su honrosa presencia,
 
Muy atentamente,
 
José Antonio Vanderhorst Silverio, PhD
Semilla Orgánica del GMH
 
CC: Participantes de la Comisión de Tecnología Ampliada

Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 5


Al Centro del Dialogue:
 
Concordamos que los inversionistas harán simulaciones para poder fijar un precio que les satisfaga. El riesgo para CDEEE en su PPA sería distinto si se tiene que compensar a los clientes (como debe ser) en la renegociación de los contratos. Esa cláusula deberían agregarla al contrato IPP para no tener que cargar con ese riesgo que será muy importante. Ver nota Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 4 al respecto.
 
José Antonio Vanderhorst Silverio, PhD
On 10/21/05, Bernardo Castellanos < bacm25@yahoo.com > wrote:

Armando

 

La CDEEE ha establecido una serie de condiciones en la licitación de las plantas de carbón, las cuales son:

1. Capacidad máxima 300 Mw. por unidad

2. Garantizara la compra del 50% de la energía que genere cada unidad. El resto se venderá en el mercado Spot

3 La CDEEE suministrara el combustible y construirá las líneas de transmisión

4 El inversionista asumirá con los costos del puerto para el manejo del carbón y pagara un precio por el uso de los terrenos en donde se instalaran las plantas

Hasta donde hay información disponible, la CDEEE no ha establecido en el pliego de licitaciones, cual es el precio máximo a que comprara la energía producida por cada planta Ese precio queda a opción de cada inversionista ofertarlo en base a los análisis económicos y financieros que cada quien haga en base al pliego de condiciones establecidos por la CDEEE

Lo que planteas como interrogante desde el punto de vista de un inversionista, no es la CDEEE quien tiene que responder esas inquietudes ni hacer las simulaciones que den respuesta a esas interrogantes Es cada inversionista quien debe hacer sus simulaciones tomando en cuenta todos los puntos que planteas en tus comentarios, partiendo del pliego e condiciones que la CDEEE ha plasmado en el documento de licitación Del resultado de las simulaciones que cada inversionista haga, estará el precio que cada quien ofertara y las condiciones asociadas a ese precio CDEEE evaluara y decidirá la oferta que mejor le convenga

Bajo el pliego de condiciones establecidas por la CDEEE en los documentos de licitación, el precio de compra de la energía producida por cada planta de carbón, incluyendo el costo del combustible que CDEEE suministrara, necesariamente no será de US$0.04/Kwh. ni tampoco será igual para las plantas instaladas en Pepillo Salcedo y las plantas instaladas en Azua

De la misma manera, si CDEEE cambiara tan solo la cantidad de energía que compraría en cada planta, digamos que la incrementara a un 75% en vez de un 50%, entonces los riesgos acerca del mercado spot que planteas, se verían reducidos desde el punto de vista del inversionista y esa reducción de riesgos debería traducirse en un mejor precio de la energía que compraría CDEEE

Todo este tema de las plantas de carbón se inicio con la propuesta de la Westmont a la CDEEE, en la cual dicha empresa ofertaba vender el 50% de la producción de cada una de sus plantas a un precio de US$0.0180 por Kwh. entregado en el punto de retiro acordado y no había cargo por capacidad. En ese precio de US$0.0180 por Kwh., se supone que están incluidas las ganancias de la Westmont y el riesgo de tener que vender el otro 50% de la generación de cada planta, en el mercado spot. CDEEE debía entregarle a la Westmont el carbón en el lugar de ubicación de cada planta de generación.

Si tomamos la información que tu mismos enviaste hace un tiempo de que el costo del combustible de carbón declarado por Itabo para Itabo I es de US$0.01965/Kwh. y asumiendo que la CDEEE sea capaz de suministrar el carbón a ese mismo precio, el precio total a que la CDEEE le hubiera comprado a la Westmont el Kwh. entregado en el punto de retiro sería de US$0.03765, casi US$0.04/Kwh.

Si la CDEEE vende bajo el Acuerdo de Madrid a US$0.12//Kwh., es obvio que la diferencia de unos US$0.08/Kwh., lo utilizara la CDEEE para cubrir el déficit operacional que le representan los contratos IPP de Cogentrix y Smith and Enron y un beneficio marginal al sector eléctrico seria la disminución del precio del mercado spot, el cual impactaría de manera muy reducida en la tarifa eléctrica

Ahora si en vez de ser CDEEE quien compre la energía a US$0.04/Kwh., son las distribuidoras en base a una licitación que se haga de acuerdo al articulo 110 de la Ley General de Electricidad, ese beneficio va a las distribuidoras mejorando su flujo de caja por comprar una energía mas barata, a la vez que produce el mismo impacto en el mercado spot que produciría si la CDEEE es quien compra la energía a las plantas de carbón

El impacto de que sean las distribuidoras quienes compren la energía a las plantas y no la CDEEE, es mucho mayor para el sector eléctrico y puede inducir a una rebaja mas significativa en la tarifa eléctrica, por que se reduce el costo de generación de los contratos y del mercado spot y esa reducción en la tarifa ayudaría a mejorar los índices de facturación y cobros de las distribuidoras

 Es obvio que la CDEEE y el Gobierno piensan que pueden recibir ofertas de precios de venta de energía similares a las que realizo la Westmont El tiempo dirá sí esa hipótesis de la CDEEE fue correcta o no

 

Saludos

 

Bernardo

 

Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION

Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 4

 

Al Centro del Dialogue

 

No es cierto que el consultor empleó el Modelo Super Olade-BID como informamos anteriormente. Fue la CNE la que lo usó. El párrafo que sigue es parcialmente inexacto a ese respecto. No obstante, el modelo SDPP tampoco representa bien los efectos de un sistema predominantemente térmico, como es requerido para ofrecer un servicio con calidad comercial.

 

...en sistemas eléctricos mayormente térmicos la situación es totalmente distinta. Eso lo comprobé al estudiar el informe de los proyectos a carbón que el consultor sudamericano realizó para la CDE(EE) que empleó el modelo SUPER OLADE-BID. El propio Rhadamés me dio la razón en el Desayuno Taller de la Cámara Americana de Comercio, cuando mostró los LOLPs de una salida de computadora de los estudios que se hicieron en CDE a principio de los años 90.

 

Sin embargo, las conclusiones se mantienen, y se comprueba en la página 61 del Manual de Usuario del SDPP que dice: "Energía no suministrada: representado por una función lineal por partes..." De hecho, percibo que esa parte del modelo SDPP aparenta ser inferior a la del Super Olade-BID. Evidentemente ambos modelos son determinísticos. Los sistemas predominantemente térmicos requieren modelos probabilísticos.

 

De todo esto podemos llegar una gran conclusión de la electricidad orientada al cliente: las simulaciones realizadas para las centrales a carbón no pueden ser de mínimo costo, ya que no toma en cuenta el gran impacto de los apagones en la economía dominicana ni en los consumidores. Por eso, es imprescindible asegurar lo más pronto posible que se compense a los clientes por los apagones. En la renegociación de los contratos y en el contrato de las centrales a carbón esa una de las claves para garantizar la oferta de electricidad al menor costo a los consumidores y no simplemente una tarifa barata con alto costo de desabastecimiento para los clientes que sean discriminados.

 

Para lograr lo anterior y en cumplimiento al Art. 110, todos los contratos deberán contener luego de la negociación o renegociación " compensaciones por fallas de suministro en concordancia con los costos de desabastecimiento fijados por la Superintendencia de Electricidad y garantías establecidas."  Para que la medida surta efecto, es imprescindible que el costo de desabastecimiento no sea arbitrariamente bajo. Esa medida podría muy bien ponerse en vigencia el 1ro de enero del 2006. 

 

José Antonio Vanderhorst Silverio, PhD

 

On 10/21/05, Bernardo Castellanos <bacm25@yahoo.com> wrote:

Armando

 

En el link mas abajo se puede encontrar una descripcion tecnica del modelo SDPP utilizado por la empresa Argentina Mercados Energeticos en el trabajo de evaluacion de la oferta que hizo la westmont a la CDEEE para la instalacion de dos plantas de carbon

 

http://www.psr-inc.com.br/sddp.asp

 

Bernardo

Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION PARTE 3

Al Centro del Dialogue:
 
Gracias a Bernardo por su aclaración.
 
Si no tienen inconvenientes, sugerimos de ahora en adelante experimentar digiéndonos al Centro del Dialogue, para tratar de separar las opiniones de las personas. Creo que puede hacer una gran diferencia.
 
Saludos,
 
José Antonio
 
On 10/21/05, Bernardo Castellanos <bacm25@yahoo.com> wrote:
Jose Antonio
 
E cierto que el articulo 110 de la Ley General de Electricidad solo aplica a concursos entre generadores y distribuidores y que un agente del sector puede hacer internamente sus licitaciones Ese no es el punto El punto es que esas licitaciones que hoy hace la CDEEE para la contratacion de las plantas de carbon, pudo realizarse con estricto apego a articulo 110 de la Ley General de Electricidad, por que no hay ninguna limitante real que impida que las distribuidoras hagan dicha licitacion en lugar de la CDEEE
 
Saludos
 
Bernardo
 

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PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 2

Al centro del Dialogue:

 

Si entiendo bien el Art. 110, aplica solamente a licitaciones entre generadoras y distribuidoras. Por eso era que CDEEE quería hacer un contrato grada a grado. Creo que la solicitud de una licitación fue de la banca multilateral. Creo que CDE no debería esperar a firmar un contrato para entonces responder las inquietudes de Armando.

 

Tengo entendido que el proceso de licitación no se hará ningún tipo de evaluación de esas interrogantes. A menos que se cambie el proceso explicado en el salón Fiesta del Jaragua, simplemente se evaluará el sobre técnico de cada una para saber si cumple con los requisitos mínimos. Las que pasen esa prueba técnica se compararán con el precio ofertado en el sobre económico y en ese mismo lugar será dado a conocer el ganador.

 

Si lo que digo no es cierto, favor aclararlo.

 

Saludos,

 

José Antonio

 


From: Bernardo Castellanos [mailto:bacm25@yahoo.com]
Sent: Friday, October 21, 2005 2:31 AM
To: Armando Rodriguez; Luis H. Arthur; Martín Robles; Agustin Abreu; Gustavo Alba Sanchez; Hector Jaquez; Federico Martinez; George Reinoso; Martín Robles; Michael Roy; Jose Antonio Vanderhorst; Baron Victoria; Ernesto A. Vilalta
Subject:
RE: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION

 

Armando

 

Muchas de las preguntas e inquietudes que planteas solo podran ser respondidas una vez se conozca el contrato de cpompra y venta de energia entre los inversionistas de las plantas y la CDEEE

Sobre las incertidumbres acerca de la capacidad de cada unidad, ya en el sistema tenemos a AES Andres que es una planta de 300 Mw. No puedo opinar como ha sido su funcionamiento en el sistema y las inestabilidades que ha producido Quizas seria bueno chequear el historial y Martin en este aspecto pudiera enriquecer el debate con su experiencia

las corridas que se conocen sobre el impacto en la ooperacion de las plantas, es la que hizo mercados Energeticos No se si en dicho estudio tomaron en cuenta las interrogantes que planteas o si en la CDEEE existen estudios al respecto

El analisis que yo hago esta basado en ver las ventajas de cada tipo de contratacion posible de las plantas de carbon sin entrar en los aspectos que mencionas

Acogiendonos al espiritu de la Ley y asumiendo una demanda de unos 2,500 Mw para el 2008 y de que el Acuerdo de madrid solo tiene contratado 1,290 Mw, es obvio que las distribuidoras pueden contratar en total hasta 2,000 Mw, lo que signifia un incremento de 710 Mw con relacion a la situacion actual Si se aplica la Ley, se convoca a una licitacion y ahi se presentan todas las plantas posibles que puedan ser contratadas y supongo que en ese proceso de licitacion se evaluarian toas las interrogantes que planteas.

 Mi punto es que bajo la Ley general de Electricidad se pueden contratar nuevas capacidades, siin necesidad de tener que hacer un IPP con la CDEEE

Todo el mundo sabe mis preferencias por las plantas de carbon, pero la licitacion debe hacerse segun el espiritu de la Ley que esta vigente

 

Saludos

 

Bernardo

 

RE: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION

A todos,

 

El análisis de Armando entra en los detalles que justifican la necesidad de corridas y otras realidades que toman en cuenta los inversionistas. Definitivamente que no se puede clasificar como parte del Escenario Modelo Mental CDE(EE). Mis felicitaciones para Armando.

 

Es bueno destacar que las proyecciones de la demanda son muy cuestionables.

 

En la nota Que se Debate y Que no se Debate: La Sutileza #10 sobre las Centrales a Carbón argumento que es necesario determinar el tamaño de las centrales para minimizar el costo y que AES Andrés debería operarse con menor potencia si el resultado es menor a los 300 MW. El valor máximo a que se debe operar cambiaría de acuerdo a la demanda. Adicionalmente, la normativa podría ser mejorada haciendo que cada central asuma las reservas adicionales que imponga al sistema en su área de influencia a cada hora. Ese decía no era un tema de debate sino de estudios y reglas, porque es la clave para operar el SENI en Estado Normal y lograr un servicio con calidad comercial.

 

Saludos,

 

José Antonio

 


From: Armando Rodriguez [mailto:ARodriguez@seaboardpower.com.do]
Sent
: Thursday, October 20, 2005 10:12 PM
To: Luis H. Arthur; Bernardo Castellanos; Martín Robles; Agustin Abreu; Gustavo Alba Sanchez; Hector Jaquez; Federico Martinez; George Reinoso; Martín Robles; Michael Roy; Jose Antonio Vanderhorst; Baron Victoria; Ernesto A. Vilalta
Subject: RE: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION

 

Parece que se nos olvida a veces que esto es un negocio, tanto para los que están como para los que vienen, incluso para las EDEs sin importar que sean de Estado o no.  Por tales motivos, me permito plantear algunos puntos (la mayoría no técnicos) relativos a plantas sobre dimensionadas para los sistemas y las preguntas que se me ocurren asociadas a los mismos:

 

  1. Las plantas en discusión representan una capacidad desproporcionada con relación a nuestro sistema y la energía que en todo momento pueda estar en línea.

Una planta de 300MW en un sistema de 2,500MW de potencia máxima representa alrededor del 12% de la capacidad en línea a la hora pico.  Sin embargo en el resto de las horas, estas plantas representan un por ciento mayor de la energía en línea, por lo que, según comentarios de algunos técnicos, cualquier disturbio en el sistema o de parte de éstas que afecte significativamente su generación en ese momento se llevaría el sistema en un blackout.  Esto es algo que pueden explicar los técnicos.

Preguntas relacionadas con este punto:

-          ¿Cuanta generación complementaria requiere una planta de 300MW o de 400MW o de 600MW para no ser afectadas por estos fenómenos?

-          ¿Se debe suponer que durante muchas horas del año dichas plantas no estarían operando a toda su capacidad?

-          Si es así, ¿Puede esto suponer ineficiencias y costos mayores que requerirán de precios unitarios mayores?

-          ¿Se habrán hecho las corridas para estas plantas tomando estos factores en cuenta?

  1. El factor de nodo de una planta, así como el precio Spot de energía se afectarían muy sensiblemente por el tamaño de las plantas a carbón que se estén considerando y la ubicación de las mismas.

Actualmente, algunas plantas con ubicaciones remotas dentro de la red tienen factores nodales que le restan hasta 10% y a veces más de la energía que estas facturan contra la que producen.  Igualmente, sucede en el caso de la potencia firme que se toma en cuenta para ser remunerada.  Como resultado de lo anterior, pudiera darse el caso de que:

a.  mientras mayor sea la capacidad de estas plantas a carbón y

b. de acuerdo a su ubicación,

c. durante un número importante de horas del día, más cercano estará el precio Spot a su costo variable de generación o su propio costo de combustible.

d por lo tanto, durante todas esas horas, muchas o pocas, esas plantas operarían con pérdidas en la venta de energía.  

  1. Igual que en el punto anterior, si asumimos que:

a.       el costo de instalación para una planta de carbón en términos de US$ por kilovatio instalado es de US$1,500/kW y que

b.       el pago de capacidad es de sólo US$7.25/kW/mes,

Entonces concluimos que el mismo es insuficiente ya que se corresponde con el costo de capacidad de una turbina de gas de ciclo simple – la tecnología de costo de capital más bajo!!!! Fíjense que el costo de la capacidad es 207 veces el pago mensual por esa misma capacidad.

Preguntas relacionadas con este punto:

a.       ¿Se han hecho las corridas económicas desde el punto de vista del inversionista que avalen este tipo de plantas y de este tamaño, en vista de?

b.       ¿Se ha fijado alguien que bajo el esquema de costos y remuneración usado en el MEM de la RD, una planta a carbón requiere de por lo menos 17 años para recuperar la inversión en capacidad instalada, sin contar los intereses a pagar por financiamiento ni el retorno que los accionistas de la misma requerirían?

  1. El tiempo que estas plantas a carbón requieren estar fuera de servicio durante el año para su mantenimiento preventivo es de alrededor de dos meses y medio a tres meses.  Este tiempo pudiera ser mayor (como ocurre en muchísimos caos) si ocurren daños o desperfectos no contemplados en el programa de mantenimiento.

Pregunta relacionada con este punto: Si muchas o ninguna de las plantas desplazadas están produciendocomo consecuencia de que la mayoría o toda la energía la generan las plantas a carbón, ¿Quién coordinará toda la logística necesaria (contratación de personal, suministro de combustible, mantenimiento, etc) para que esas plantas desplazadas entren en servicio inmediatamente sean requeridas?  ¿Quién va a producir energía si estas plantas no lo hacen?

 

Saludos,

Armando

 

 

PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION


El informe de Bernardo Castellanos puede serle solicitado a el mismo o a mi en javs@ieee.org


From: Luis H. Arthur [mailto: luarthur@verizon.net.do]
Sent: Thursday, October 20, 2005 4:00 PM
To: Bernardo Castellanos; Armando Rodriguez; Martín Robles; Agustin Abreu; Gustavo Alba Sanchez; Hector Jaquez; Federico Martinez; George Reinoso; Martín Robles; Michael Roy; Jose Antonio Vanderhorst; Baron Victoria; Ernesto A. Vilalta
Subject: Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION

Bernardo formidable.  Mis felicitaciones.   Creo que está clarísimo.  Veamos que dicen los demás.   Yo sugiero que debe publicarse en la prensa.

----- Original Message -----

To: Armando Rodriguez ; Martín Robles ; Agustin Abreu ; Gustavo Alba Sanchez ; Luis Arthur ; Hector Jaquez ; Federico Martinez ; George Reinoso ; Martín Robles ; Michael Roy ; Jose Antonio Vanderhorst ; Baron Victoria ; Ernesto A. Vilalta

Sent: Thursday, October 20, 2005 1:43 PM

Subject: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION  

Estimados Todos 

Anexo un documento elaborado que explica cada una de las modalidades en que pueden ser contratadas las plantas de carbon  

Bernardo



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José Antonio Vanderhorst-Silverio, PhD
Interdependent Consultant on Electricity
BS ´68, MS ´71 & PhD ´72, all from Cornell University
Valued IEEE Member for 34 Years.
javs@ieee.org
Research and practice areas, and interests:
systems architecture,
systems thinking,
retail marketing,
customer orientation,
information systems requirements and design,
market rules,
contract assistence.