Estimados TodosEs mucho lo que se habla de la capacidad instalada en generación que posee el sistema eléctrico Si analizamos en detalle dicha capacidad, nos encontramos que la capacidad instalada térmica en el sistema de generación interconectado a la red de transmisión (sin contar con las unidades de Falconbridge) es de 2, 864.50 Mw., mientras que las centrales hidroeléctricas poseen una capacidad instalada de 461.73 Mw., para un total de 3.326.23 Mw. nominales.
En el 2004, la demanda máxima registrada en el sistema, ocurrió el 25 de Julio del 2004, con un valor de 2,110 Mw. Cualquiera pudiera afirmar que si esa es nuestra demanda máxima, cuando la comparamos con la capacidad nominal instalada (capacidad de placa de las unidades generadoras), se `puede concluir fácilmente que hay un exceso de capacidad de generación sobre la demanda máxima de unos 1, 216.33 Mw. Hasta donde esta afirmación es cierta
Si analizamos en detalle la capacidad instalada térmica y el orden de despacho en función a la lista de meritos que elabora el Organismo Coordinador (OC), nos encontramos que despachando a Cogentrix y Smith and Enron, el total en plantas térmicas a capacidad nominal es de 2, 310.10 Mw. El resto de las capacidades térmicas disponibles (554.40 Mw.), corresponden a unidades de generación (motores de baja revolución, turbinas de gas) operando con Fuel Oil No.2, cuyos costos variables de generación son en promedio cinco (5) veces mayores que una planta de carbón, 2.5 veces mayores que una planta operando con Fuel Oil No.6 y 1.94 veces mayor que una planta operando a gas natural. Cogentrix con Fuel Oil No.2, opera con un costo variable que es tres (3) ve! ces más caro que una planta de carbón y 1.65 veces más caro que motores de baja revolución operando con Fuel Oil No.6. En el caso de Smith and Enron, operando el ciclo simple (turbina) con Fuel Oil No.2, y la caldera de recuperación de calor con Fuel Oil No.6, los costos variables 3.35 veces mas caros que una planta de carbón y 1.85 veces mas caros que motores de baja revolución operando con Fuel Oil No.6
Asumiendo que las plantas térmicas operen en promedio a un 905 de su capacidad nominal instalada, tendríamos una disponibilidad en plantas eficientes de unos 2,079 Mw. (2,310 x 0.90). Para el caso de las hidroeléctricas, la capacidad máxima disponible para horas de pico se puede estimar entre 300 Mw. y 350 Mw. eso nos da una capacidad total de generación para las horas pico entre 2,379 Mw. y 2,429 Mw. Comparando estas disponibilidades, con la demanda máxima del sistema, vemos que tendríamos un exceso de generación en las horas picos entre 269 Mw. y 319 Mw. Si cualesquiera de las plantas térmicas opera por debajo del 90% de su capacidad nominal, o si están fuera de servicio por mantenimiento mayor o menor, o avería,! entonces la situación de la generación se torna critica al menos que se quiera acudir a generar en base a las plantas mas caras que existen para producir electricidad que son las que operan a base de Fuel Oil No.2
Lo anterior pone en evidencia, que si bien es cierto en términos nominales tenemos capacidad instalada en el sistema eléctrico interconectado, mucha de esa capacidad opera a costos extremadamente elevados, con lo cual, si dichas plantas son operadas de manera regular o con mucha frecuencia, se encarecería aun mas el costo de generación y en consecuencia el precio de la tarifa eléctrica a los usuarios. Un mayor aumento en la tarifa eléctrica, significa un mayor nivel de fraudes y en consecuencia aumentan las perdidas de las distribuidoras, lo que implica un mayor subsidio por parte del Gobierno
José Antonio Vanderhorst ha planteado conectar al sistema eléctrico interconectado los sistemas aislados que operan, principalmente los de mayor capacidad como son Central romana, Complejo Energético Punta Cana Macao (CEPM), Compañía Electricidad de Bayahibe Falconbridge (que a veces aporta el excedente de su generación al sistema eléctrico interconectado), pero dichas interconexiones requieren de inversiones cuantiosas (en el caso de CEPM y Bayahibe líneas de transmisión a 138 Kv.) y de tiempo para la materialización de dichas inversiones, sin que los aportes en términos de capacidad adicional de generación pudieran considerarse significativos, ya que dichas empresas tienen fuertes compromisos con el suministro de electricidad a sus clientes, con l! o cual solo estarían en capacidad de suministrar el excedente que no afecte la confiabilidad de sus clientes
En definitiva, a una tasa de crecimiento anual de la demanda de un 5%, la cual es conservadora, que equivalen a unos 100 Mw. adicionales cada año, en unos tres (3) años, habremos llegado al limite de nuestra capacidad de generación con plantas "eficientes", y a partir de ese momento, o quizás antes, estaríamos enfrentando el dilema de dar mas apagones o generar a base del combustible mas caro que existe para producir electricidad, el Fuel Oil No.2, con las consecuencias de aumento de tarifa, fraudes y subsidios
En consecuencia, el País esta obligado a promover la instalación de plantas de generación eficientes, como una forma de enfrentar el crecimiento de la demanda del sistema eléctrico en los próximos años y de reducir los costos de generación, contribuyendo así a una reducción en el costo de la tarifa, ya que el costo de generación, representa entre el 60% y 75% del costo de la tarifa eléctrica, cuando el peaje de transmisión y el valor agregado de distribución (VAD) no están sobrevalorados por distorsiones de perdidas en dichos componentes que son cubiertas mediante un incremento de los valores racionales y razonables que se deberían cobrar
Saludos
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,
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