domingo, octubre 23, 2005

Re: RENEGOCIACION CONTRATOS SECTOR ELECTRICO. ACUERDO DE MADRID Parte 3

Al Centro del Dialogue:
 
El GMH ha propuesto tres Escenarios Modelos Mentales (EMM) para filtrar las posibilidades del futuro. Bajo el EMM Capitalización se indexaron los precios de contratos y que aparentaron excesivos con una escalada de los precios del petróleo. Ante esa situación y bajo el EMM CDE(EE) (creo que) se aceptó la presión de UF para "laminar" los contratos. Bajo el EMM Orientación al Cliente se sugirió liberar el mercado minorista, implantando detallistas.
 
Es difícil hacer que la historia vuelva hacia atrás, haciendo que el planteamiento de Bernardo no pueda demostrar nada. El pensamiento sistémico tiene varias leyes,  que ayudan a entender mejor la situación, como las siguientes leyes:
 
1) Los problemas de hoy derivan de las "soluciones" de ayer. Eso lo estamos viviendo en la cadena de "soluciones" que aparecen en el desarrollo de la "opción."
 
2) Cuanto más se presiona el sistema, más presiona el sistema. Esta es una ley que va directamente a la solución sintomática del tema (ver el subject) . Sugiero que sepan para donde van, para que sepan negociar. (Ver ley # 10).
 
3) La conducta mejora antes de empeorar. Los 300 millones no permiten concluir absolutamente nada, porque quizás estuvieran entrando centrales eficientes al mercado si los precios spots hubieran sido atractivos.  En este último caso, la situación fuera distinta y hubiera cerrado la posibilidad del EMM Orientación al Cliente, porque no se hubiese llevado a cabo este proceso de Dialogue y quien sabe que otras cosas más hubieran sucedido. ¿Cuánto hubiera costado dejar que UF se fuera más temprano?
 
4) El camino fácil lleva al mismo lugar. Hemos estado dando vuelta con soluciones sintomáticas y estamos peor. No se sabe a a ciencia cierta a quien echarle la culpa si a este o al gobiernos anteriores. (Ver el ley # 7).
 
5) La cura puede ser peor que la enfermedad. Ahora hay que renegociar el Acuerdo o es que se puede evitar.
 
6) Lo más rápido es lo más lento. Quizás debió esperarse a ver que pasaba
 
7) La causa y el efecto no están próximos en el tiempo y el espacio. Dice Peter Senge "por efecto" me refiero a los síntomas obvios que indican la existencia de problemas. Por "causa" me refiero a la interacción del sistema subyacente que es la más responsable por la generación de los síntomas y la cual, una vez identificada, podría conducir a modificaciones duraderas. Escribí la nota  Re: Dialoguemos: El Plan Estratégico C con ese propósito. En el calor de la velocidad puede que se haya pasado por alto.
 
8) Los cambios pequeños pueden producir resultados grandes, pero las zonas de mayor apalancamiento a menudo son las menos obvias.  Este es el principio de la palanca. El EMM Orientación al Cliente sugiere que los detallistas ofrecen una solución fundamental de gran apalancamiento.
 
9) Se pueden alcanzar dos metas aparentemente contradictorias, Por ejemplo ofrecer una solución de mínimo costo a cada cliente y remunerar apropiadamente las inversiones de los agentes.
 
10) Dividir un elefante por la mitad no genera dos elefantes pequeños. Querer concentrar la solución en los precios de generación no garantiza la reducción del costo a los clientes consumidores. Hay que ver la totalidad del sistema - en este caso la mejor solución para toda la economía - que es el contexto apropiado.

Como no es real, ni tampoco irónica, la opción se cayó, Olvidemos los calificativos y concentrémonos unidos en la solución de un problema evidentemente sistémico que tenemos por delante. Si lo satanizaron ¿qué puedo hacer? Recuerda bien que yo no soy mi opinión.
 
Cordialmente cierro este tema también para trabajarlo en reunión, al menos entre nosotros dos.
 
Saludos,
 
José Antonio
 
On 10/21/05, Bernardo Castellanos <bacm25@yahoo.com> wrote:
 

Re: RENEGOCIACION CONTRATOS SECTOR ELECTRICO. ACUERDO DE MADRID Parte 2


José Antonio

 

Tu respuesta no permite distinguir entre la ironía y la realidad, sobretodo después de los calificativos que sobre el Acuerdo de Madrid externaste. Lo cierto es que dicho Acuerdo ha sido satanizado y se presenta como la causa de los males por los que hoy atraviesa el sector eléctrico y nuestra propuesta, es una opción para liberarse de ese mal y dejar al sector eléctrico libre del cáncer que lo corroe internamente

Mi planteamiento no es una ironía, aunque así lo parezca Es una opción que tienen las actuales autoridades para renegociar los contratos firmados bajo la sombrilla del Acuerdo de Madrid Si ejecutan dicha opción, veremos si es verdad o no las economías que dice AES en su presentación ante el BID que ha significado el Acuerdo de Madrid a las distribuidoras en los contratos de compra de energía a los generadores, con relación a los contratos de la capitalización Volver a los contratos de la capitalización, significa que se liberaría el mercado eléctrico de los contratos existentes  entre generadores y distribuidores firmados al amparo del Acuerdo de Madrid y podrían negociarse mejores precios y plazos de duración que los actuales, haciendo una licitación para la contratación de las capacidades según lo esta! blecido en el  articulo 110 de la Ley General de Electricidad Seria como empezar de nuevo y mi planteamiento abre esa posibilidad. Naturalmente eso tiene un costo y es el que menciono en mi exposición, ya que habría que reliquidar todos los contratos a partir del Acuerdo de Madrid en base a las cláusulas que se encuentran en los contratos de la capitalización, incluyendo la famosa formula de indexación de precios

Si el Acuerdo de Madrid fue peor que la capitalización y lo que dijo AES en Washington es mentira, entonces el Estado se economizaría un dinero Si por el contrario, lo que dice AES es verdad, o sea que los precios de compra de energía de las distribuidoras a los generadores bajo el amparo del Acuerdo de Madrid han representado economías de unos US$300 millones en tres años con relación a los contratos de la capitalización, entonces habría que buscar un dinero adicional a la deuda que hoy dicen los generadores que se tienen con ellos Eso es matemáticas simples que no mienten Claro habría que incluir en esa ecuación, la vuelta de los IPP a la CDEEE que fueron negociados como consecuencia del Acuerdo de Madrid (DPP, Seaboard, CEPP) y eso también tiene un costo adicional, ya que habría que reliquidarle a dichos generadores en función a los contratos IPP qu! e tenían con CDEEE, los cuales quedaron intactos después de la capitalización.

Esa reliquidación implicaría aumentar la deuda de CDEEE con los IPP, ya que los precios acordados en los contratos que fueron negociados dentro del Acuerdo de Madrid son inferiores a los precios a los que CDE compraba la energía a los IPP negociados bajo el Acuerdo de Madrid.

Al final hay que hacer los cálculos, pero estoy convencido de que si se llegasen a realizar, el balance seria favorable al Acuerdo de Madrid con relación a los contratos de la capitalización y se confirmaría la afirmación de AES ante el seminario organizado por el BID el 19 de Noviembre del 200 en Washington

En forma irónica mencionas que no se redujeron los subsidios al sector eléctrico tras la firma del Acuerdo de Madrid Por lo pronto te diré, que el subsidio a los combustibles que el Gobierno entregaba mensualmente a través de la Resolución 283 de la Secretaria de Industria y Comercio se elimino y eso es fácilmente comprobable. Además, sabes que con la liberación de los contratos IPP que CDE tenia con Seaboard, DPP y CEPP, el Estado Dominicano se ahorro millones de dólares mensuales que tenia que destinar para cubrir el déficit mensual que representaba para la CDE el mantenimiento de esos contratos con dichos generadores, a los cuales había que pagarle precio por capacidad aun cuando la planta no generara ni un solo Kwh. en el mes   Esto es una forma de reducir subsidios

El problema del subsidio no se resolvió, por que el Acuerdo de Madrid no resolvió, ni pretendía resolver el problema de las ineficiencias de las distribuidoras en manos de los empresarios privados en lo relativo a los bajos índices de facturación y cobro. El problema de los subsidios esta latente en el sector eléctrico antes y  después del Acuerdo de Madrid, a pesar de que los promotores de la capitalización habían hablado que el Estado a raíz de la implementación de dicho proceso, iría reduciendo significativamente los subsidios al sector eléctrico debido a la eficiencia que introducirían los empresarios privados en las distribuidoras. Esto nunca se cumplió y los subsidios, contrario a la propaganda,  fueron aumentando progresivamente a partir de la capitalización,! hecho que nadie puede negar. Ahora, el Acuerdo de Madrid si evito que el subsidio se aumentara o que se aumentara el déficit de las distribuidoras o que se aumentara la tarifa a los usuarios, ya que los US$300 millones de economía que dice AES que el Acuerdo de Madrid economizo a las distribuidoras en la compra de energía a los generadores con relación a los contratos de la capitalización, hubieran tenido que ser traspasados a la tarifa y/o producir un aumento en los subsidios y/o un aumento de las perdidas de las distribuidoras

Planteas que el Acuerdo de Madrid cerro el mercado a los inversionistas privados, cuando lo que ha cerrado el mercado a dichos inversionistas es la crisis financiera de flujo de caja que experimentan las distribuidoras por los déficit enormes que tienen causados por los bajos índices de facturación y cobros. Esto es una responsabilidad exclusiva de las distribuidoras y no del Acuerdo de Madrid, ni ha sido inducido ni agravado por el Acuerdo de Madrid

Sigues aferrado a la idea de que el Acuerdo de Madrid es el que ha hecho que el Gobierno decida contratar nueva generación a través de un IPP con CDEEE, cuando esta demostrado que la contratación de nueva capacidad de generación se puede hacer respetando la Ley General de Electricidad, con lo que se demuestra que no es el Acuerdo de Madrid que lleva al Gobierno a contratar dichas plantas como IPP y no licitarlas según lo que establece el articulo 110 de la Ley General de Electricidad

La propuesta que hice es una opción que tienen las actuales autoridades para renegociar los contratos de compra y venta de energía entre distribuidores y generadores, suscritos en el Acuerdo de Madrid y volver a los contratos originales de la capitalización, que fueron firmados y negociados precisamente por las mismas autoridades que hoy tiene el sector eléctrico Me imagino que ellos valoran que los contratos de la capitalización son muchos mejores que los del Acuerdo de Madrid

Ahora se presenta una magnifica oportunidad para regresar al origen de la capitalización Las actuales autoridades, por lo menos tienen la opción de evaluar esta propuesta para renegociar los contratos del Acuerdo de Madrid y liberar totalmente a las distribuidoras de los contratos que tienen firmados en la actualidad con los generadores, lo que permitiría licitar y obtener mejores precios y plazos de duración en los contratos que los que hoy se tienen

 

Saludos

 

Bernardo
 

sábado, octubre 22, 2005

Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 8

Al Centro del Dialogue:
 
Puede agregarse al alcance de la nota Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 7 .

José Antonio Vanderhorst Silverio, PhD

 
On 10/22/05, Bernardo Castellanos <bacm25@yahoo.com > wrote:
Armando
 
Para los casos de salida de una unidad por mantenimiento mayor programado o por causa de fuerza mayor (forzado), esa salida deberá ser cubierta o reemplazada con la reserva fría del sistema, la cual debe oscilar entre un 10% y un 15% de la demanda o tener en reserva fría una capacidad igual o mayor a la unidad mas grande de generación que tenga el sistema eléctrico. La reserva fría, al igual que la reserva rodante, debe ser remunerada económicamente por el sistema eléctrico, dentro del pago de los servicios auxiliares

Saludos

Bernardo

PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 7


Al Centro del Dialogue:
 
Ambos planteamientos, muy bien plásmados por Bernardo, han sido empleados en muchos sistemas anteriores con relativo éxito desde hace mucho tiempo. No obstante, la normativa del SENI creo que dispone 3% de reservas y hace uso regular de load sheding para completar. Eso "funciona" porque no se le compensa a los clientes-consumidores. Subir las reservas a 15% tiene por lo tanto un costo bastante elevado en el Escenario Modelo Mental Capitalización, ya que ni las compensaciones, ni reservas más elevadas, estaban en la normativa de la capitalización de 1999, sino que fueron impuestas por el legislador con la Ley 125-01.
 
En alternativa a los dos planteamientos, se puede hacer uso del progreso tecnológico que nos permiten los modelos y las simulaciones. En ese sentido, un estimado del tamaño más económico de las unidades generadoras puede ser un estudio especial o parte de un Plan Indicativo de Mínimo Costo, que incluya salidas con sensibilidades especialmente en el "pronóstico" de la demanda (un tema pendiente). A la fecha ha habido un gran progreso en el estudio de contingencias y puede que hasta resulte más de un valor de capacidad máxima por zona. Dicho plan debidamente conciliado con todos los interesados, no partiría de un porcentaje particular sino del resultado del costo de los apagones que habría que remunerar a los clientes interrumpidos. Esa última idea está íntimamente ligada al Concepto de Respuesta de la Demanda, que ayudaría a resudir el derroche que se hace al interrumpir circuitos completos.
 
Si por ejemplo resultara que el tamaño máximo estimado único fuera de 170 MW, Smith Enron no tendría mayor riesgo en cumplir con ese límite. No obstante, Andrés, y cualquier otra central (lease carbón de 300 a 400 MW) deberían operar a 170 MW o contratar en el mercado la diferencia de sus reservas que se requerirán en línea. Es tan solo una idea. Pueden haber otras.
 
Una potencial conclusión: sea con un Plan de Mínimo Costo o con un estudio particular, se sugiere determinar de tamaño máximo económico de las unidades generadoras y modificar la nomativa al respecto.
 
José Antonio Vanderhorst Silverio, PhD

 
On 10/22/05, Bernardo Castellanos < bacm25@yahoo.com > wrote:

Armando

 

Planteas interrogantes técnicas sobre las capacidades máximas de las plantas de carbón propuestas (300 Mw.) y su posibles implicaciones y consecuencias sobre la estabilidad del sistema eléctrico, en virtud de un aumento en el riesgo de ocurrencia de apagones generales (black outs) Esas interrogantes quedan resueltas a través del dimensionamiento adecuado de la reserva rodante del sistema eléctrico, el cual implica el funcionamiento de la capacidad de regulación primaria de las unidades de remuneración, que debe ser remunerado económicamente por el sistema eléctrico dentro de los servicios auxiliares

Existen dos criterios generalmente aceptados, para el dimensionamiento de la reserva rodante en un sistema eléctrico. El primero, consiste en dimensionar la reserva rodante como un porcentaje de la demanda, usualmente un 15% y el segundo dimensionarlo en función de la capacidad de la unidad mas grande de generación que tenga el sistema, usualmente que la reserva rodante sea igual o mayor a la capacidad de la unidad mayor de generación en el sistema

El primer caso, provee un dimensionamiento dinámico de la capacidad rodante, la cual va creciendo en la medida que la demanda crece Esto implica una inversión creciente en el tiempo. El segundo, es un dimensionamiento estático de la capacidad rodante, que solo aumenta cuando en el sistema eléctrico aumenta la capacidad de la unidad mas grande e generación Este criterio requiere de una inversión menor en el tiempo

En nuestro caso en particular, para  una demanda máxima de 2,500 Mw.,  una mínima alrededor de 2,000 Mw. y un tamaño máximo de unidad de generación de 300 Mw., para el primer criterio de reserva rodante, tendríamos que la misma oscilaría entre   300 Mw. y 375 Mw., dependiendo de la demanda. Para el segundo criterio, la reserva rodante siempre seria de 300 Mw., sin importar la demanda

Si la planta de mayor capacidad del sistema sale de operación, con cualquiera de los dos criterios de reserva rodante que se elija, el sistema tendría capacidad de respuesta para absorber la salida de la unidad mayor de manera abrupta

Adicionalmente, se supone, que los sistemas de transmisión y distribución, están provistos de las protecciones adecuadas expresada a través de relees (frecuencia, línea, barra, etc.), los cuales actuarían aislando cualquier falla que se produzca en el sistema, evitando o reduciendo de manera significativa la ocurrencia de apagones generales

 Saludos

 Bernardo

Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 6

 
Al Centro del Dialogue:
 
Me agrada mucho que estemos haciendo progreso en aflorar coincidencias en los modelos mentales. Estoy de acuerdo en publicar para educar a los ejecutivos y líderes, así como también a la población en general. Las sugerencias de Martín Robles son bienvenidas. No obstante, haría falta que los demás estén totalmente de acuerdo con los planteamientos que aparecen en las notas Parte 4 y Parte 5, lo cual podría hacerse por este mismo medio. En tal caso redactaría un solo documento autosuciente (sin enlaces) para la consideración y enriquecimiento de los demás.
 
En caso que no sea posible lograr la aprobación por este medio, sugiero que esperemos a la reunión del martes para interactuar sobre esos planteamientos y otros que están bastante avanzados en la agenda. Creo que podíamos solicitarle a José Luís que estudie dichos planteamientos y que lleve una respuesta sobre el potencial la coincidencia en su presentación. También podríamos colocarlos en el primer punto en el período de preguntas y respuestas. Como otro punto de agenda podemos incluir otras coincidencias potenciales de cosecha temprana del grupo completo y las posibilidades o conveniencia de pubicación en momento actual. La situación sería muy propicia si logramos contar con la presencia de los invitados especiales a la reunión.
 
Saludos,
 
José Antonio

On 10/21/05, Martin Robles <martinrobles_864@hotmail.com> wrote:
Amigos todos

Me parece que este comentario de Vanderhorst es una muestra de que nustra
posicion va en la direccion correcta, hay mucha coincidencia y esto a mi
parecer es una reaccion iconciente a la defensa de la no independencia. por
la importancia del mismo, Sugiero sea publicado o que sencillamente
Vanderhorst si lo considera pertinente  le envie un e-mail al maximo
exponente o proponente de la contratacion de estas unifdades(Radhames
Segura).

A proposito de la sugerencia de que se publique el referido comentario, como
bien puede ser otro,  que sea propuesto por uno de los integrantes del
grupo, lanzo la idea de que se cree un fondo a los fines de financiar la
publicacion de tal o cual trabajo que el grupo considere y autoriceo bien
puede ser de manera individual.

M. Robles


 
Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 5
 
PD: La nota ...Parte 4 se accede vía la Parte 5.

 

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



--
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.

jueves, octubre 20, 2005

Re: RENEGOCIACION CONTRATOS SECTOR ELECTRICO. ACUERDO DE MADRID

 
Estimado Nano,
 
Te arreglé tu mundo. Estamos 100 por 100 de Acuerdo (de Madrid). Yo realmente no soy mi opinión. Lee cuidadosamente, porque hay perspicacias añadidas.
 
Siempre aparece un soñador que la crítica l as cosas buenas, empleando palabras groseras como mutación. El Acuerdo de Madrid ha sido el más benigno de todos los negociados por los políticos dominicanos y es un ejemplo de cómo debe hacerse una negociación contractual. El Superintendente de Electricidad viajó a la Madre Patria porque era el mejor lugar para actuar de la manera más independiente posible. Sus subalternos no necesitaron hacer ningunas simulaciones, porque para calcular la tarifa eficiente solamente se necesita una buena calculadora de bolsillo. Esa y la asimetría de información a favor del Superintendente fue la clave de la negociación. Conociendo el monto de una tarifa mucho mejor que la tarifa técnica, el proceso de negociación del Valor Agregado de Distribución permite un simple cálculo aritmético del precio de generación eficiente. Los actuales demagogos deberían estar negociando todos los contratos, excepto el Acuerdo de Madrid, especialmente después que el país recibió una calificación de 10.0 de Transparencia Internacional. El ahorro que produjo la negociación de 300 Millones de dólares fue empleado en reducir los subsidios y es 100 millones de dólares por encima de lo que PA Consulting había calculado. La señal de mercado ha sido perfecta y cientos y cientos de inversionistas abarrotaron el salón fiesta del Hotel Jaragua para participar en la licitación de sendas centrales a carbón. Esta vez no va a ser como la licitación de la capitalización, porque al menos cien participantes concursarán, porque si no se hubiera hecho el Acuerdo de Madrid no hubiera venido nadie a invertir para sustituir las centrales ineficientes.
 
Ja, ja, ja...
 
Tu amigo de siempre,
 
José Antonio
 
(c) José Antonio Vanderhorst Silverio, PhD. 2005.


On 10/20/05, Bernardo Castellanos <bacm25@yahoo.com> wrote:
Estimados Todos
 
Ahora que esta en el tapete el tema de la renegociacion de los contratos del sector electrico, los que estan bajo el acuerdo de Madrid (generadores y distribuidores) y los IPP, y como el Acuerdo de Madrid ha sido tan criticado, llegando a ser calificado de mutación, cerrando la competencia a nuevos inversioniostas privados en el sector electrico de generacion, torcer las señales de precios, reducir la credibilidad y suspender el proceso de inversion extranjera en el sector electrico y como para los organismos multilaterales y las actuales autoridades gubetrnamentales, el Acuerdo de Madrid ha sido lo mas dañino para el sector electrico, ahora que se van a renegociar los contratos, el Gobierno y el Banco Mundial pueden plantearle a los generadores, eliminar el Acuerdo de Madrid, bajo la condicion de que entonces toda la energia que las distribuidoras compraron a los generadores a partir del Acuerdo de Madrid, has! ta las fechas de los vencimientos de los contratos de compra de energia suscritos en la capitalizacion, sean recalculadas a los precios establecidos (con todo y formula de indexacion) en base a los contratos de la capitalizacion La energia en exceso a la de los contratos, se venderia a precios del mercado spot. Eso conllevaria adicionalemente, que CDE retomaria los IPP que fueron liberados mediante el Acuerdo de Madrid, como Dominican Power Partners (DPP), Compañia Electricidad de Puerto Plata (CEPP) y Seaboard y reliquidarle toda la energia vendida por ellos a precios de los contratos IPP que tenian con CDE (CDE compraba caro y vendia mas barato de lo que compraba, a las distribuidoras o en el mercado spot) Con esta medida se liberan de los contratos de largo plazo del Acuerdo de Madrid entre generadores y distribuidores y se salva el sector electrico ya que se libera de la maldicion de Madrid  Solo hay un pequeño detalle, la deuda del Gobierno con los generad! ores subiria alrededor entre US$300 millones a US$400 millones, por encima de lo que existe en la actualidad, se quedarian con mas IPP (Smith and enron, Cogentrix, Seaboard, CEPP, DPP) qiue lo que existen ahora, pero no habria compromisos de contratos entre generadores y distribuidores y se pueden negociar condiciones similares a los contratos de la capitalizacion, los cuales fueron el mejor modelo implementado, el cual fue dañado por la maldicion de Madrid

Que les parece la idea?

 

Saludos

 

Bernardo

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José Antonio Vanderhorst-Silverio, PhD
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