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.
domingo, octubre 23, 2005
Re: RENEGOCIACION CONTRATOS SECTOR ELECTRICO. ACUERDO DE MADRID Parte 3
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.
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
sábado, octubre 22, 2005
Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 8
José Antonio Vanderhorst Silverio, PhD
ArmandoPara 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 auxiliaresSaludos
Bernardo
PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 7
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
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
viernes, octubre 21, 2005
Dialoguemos: Reunión Martes 25 de Octubre
Ing. Rhadamés Segura,
Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 5
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 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
Jose AntonioE 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 CDEEESaludosBernardo__________________________________________________
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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;
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
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;
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
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 -----
From: Bernardo Castellanos
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
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customer orientation,
information systems requirements and design,
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jueves, octubre 20, 2005
Re: RENEGOCIACION CONTRATOS SECTOR ELECTRICO. ACUERDO DE MADRID
Estimados TodosAhora 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 MadridQue les parece la idea?
Saludos
Bernardo
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