miércoles, abril 19, 2006

Convocatoria Resumen Tele-Conferencia y Presupuesto Foro Parte 2

Ref: Convocatoria Resumen Tele-Conferencia y Presupuesto Foro

Estimado Luís,

No hay nada para perdonar y mucho que agradecer por haber aceptado mi sugerencia de escuchar lo que ha pasado en California. A continuación mi humilde resumen en un primer párrafo.

La Respuesta de la Demanda es justificada por la presentación, basándose en que la Automated Metering Infrastructure (AMI) justifica la inversión en los grandes beneficios que origina a las actvividades de distribución y comercialización.

Otra justificación no menos importante, también pueden leer lo que dijo el Presidente y Ejecutivo en Jefe de EPRI, Steven Specter, el 14 de febrero de este año y que aparece en mis comentarios al artículo The Gap Between Demand Response Potential and Demand Response Reality. Esto fue lo que dijo el Sr. Specter, :
  • La eficiencia energética (EE) y la respuesta de la demanda (DR) pueden ser alternativas costo efectivas a la adición de capacidad.
  • Los enfoques programáticos de EE y DR han sido exitosos, pero solamente han arañado la superficie de lo que es posible.
  • Grandes oportunidades para usar tecnología, innovación y mercados para impulsar EE, DR y la utilización general de electricidad.

Si todavía les queda alguna duda, luego de todo lo que he escrito en los últimos 2 años, de si la Respuesta de la Demanda bien implantada asegura los beneficios, basta ver el premio que otorgó la PLMA a los coreanos en la nota Demand Response in Korea with Benefit/Cost Ratio of 6.89.

En mi artículo en EnergyPulse, An Alternative Business Case for Demand Response, dije: "I also believe that the business model of distribution utilities that control retail activities is close to their useful life. I recently attended the AMRA Autovation Symposium and learned that distribution utilities need to undergo large and risky reengineering programs to reap the benefits of AMI. Retailers, however, can develop their business models from a clean slate. In particular, reading the paper I come to a different conclusion: most distribution utilities will find themselves stocked with old CIS technology."

Que significa que "Creo que el modelo de negocios de las empresas de distribución que controlan actividades de comercialización está cerca de su vida útil. Recientemente asisití al Simposio AMRA Autovation y aprendí que las empresas de distribución necesitan realizar programas de reingeniería grandes y riesgosos para cosechar los beneficios del AMI. Los detallistas, sin embargo, pueden desarrollar sus modelos de negocios con una pizarra limpia. En particular, leyendo el artículo (de El Caso de Negocios...) llego a una conclusión distinta: la mayoría de las distribuidoras se encontrarán a sí mismas con apresadas con tecnología vieja de CIS (Customer Information Systems)."

Los CIS son los que contiene el sistema de facturación que no se acomodan a las necesidades de la AMI. El resultado será una gran transformación. Separando la comercialización de la distribución se puede hacer una integración de la medición de los detallistas para las distribuidoras, sin que estas tengan que hacer una apuesta que nos costará muy cara si se equivocan al elegir. La experiencia es que en esas apuestas monopólicas, los consumidores siempre pierden. Es por eso que los riesgos de la elección de los medidores deberían estar en las comercializadoras.

Espero que les sirvan de utilidad estas informaciones en sus conclusiones.

Un abrazo y éxitos,

José Antonio

José Antonio Vanderhorst-Silverio, PhD.

Interdependent Consultant on Electricity.

BS ´68, MS ´71 & PhD ´72, all from Cornell University.

Valued IEEE Member for 35 Years.

javs@ieee.org

Research and practice areas, and interests: Electricity WPC; Systems architecture; Systems thinking; Retail marketing; Customer orientation; Information systems requirements and design; Market rules; Contract assistance.

Convocatoria Resumen Tele-Conferencia y Presupuesto Foro

On 4/19/06, Luis H. Arthur wrote:


Desgraciadamente en mi ausencia se cambió de Martes a Jueves, pues cuando el salón est disponible. Nos veremos entonces contigo la proxima semana. Perdona. Luis

xx
----- Original Message -----
From: José Antonio Vanderhorst-Silverio, PhD

To: Luis H. Arthur

Cc: Martín Robles ; Hector Jaquez ; george reinoso ; Federico Martinez ; Ernesto A. Vilalta ; Gustavo Alba ; Agustin Abreu ; baronvictoria ; Michael H. Roy (H) ; Bernardo Castellanos ; Armando Rodriguez ; Jonathan Arthur

Sent: Wednesday, April 19, 2006 6:13 PM

Subject: Re: Reunión mañana jueves 20 Abril 2006

Adicionalmente, los organizadores quedaron de enviar por escrito las preguntas y con sus respuestas, incluso las que llegaron tarde. ¿Ya las recibieron?

On 4/19/06, José Antonio Vanderhorst-Silverio, PhD <vanderhorstsr@gmail.com> wrote:

Estimado Luís,

Tengo un conflicto. Hay otra actividad a esa misma hora mañana y ya confirmé mi asistencia.

¿Podría cambiarse la fecha?

Saludos,

José Antonio
On 4/19/06, Luis H. Arthur <luisharthur@yahoo.com > wrote:


Se les convoca para mañana, Jueves 20 Abril 2006 a la 6:00 PM en el Salón de Conferencia del Ing. Michael Roy, en El Caribe, para tratar dos temas:

1 - Detalle de lo tratado en la tele-conferencia del ayer martes sobre medidas digitales, y

2 - Detalle del presupuesto para poder hacer el Foro Eléctrico que nos proponemos - Ing. Vilalta.

Gracias a todos y se solicita puntualidad.

Luis

Demand Response in Korea with Benefit/Cost Ratio of 6.89 in FY 2005

Outstanding Achievement in Demand Response – Korea Electric Power Corporation, (KEPCO),

PLMA is pleased to announce that KEPCO has received the 2005 Outstanding Achievement Award for its efforts in the demand response area during the year 2005. KEPCO’s peak load is approximately equal to that of the entire state of California. In 2005 Korea’s was 54,631 MW on Aug 17. Without KEPCO’s portfolio of demand response programs, the peak load would have been 57,602 MW. This is a reduction of 5.2% of the peak loads without the current programs.

In Fiscal year 2005, program expenditures of $93,880,000 enabled avoided costs of $646,300,000 for additional generation, transmission and distribution for a benefit/cost ratio of 6.89.

PLMA selected the KEPCO for recognition because of its tremendous achievements in lowering peak loads on a huge scale at great financial and environmental savings.

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