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:
- 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?
- 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.
- 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?
- 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
