I disagree in part with the authors. I believe that DR is a risk management function that should be marketed by a retailer, under a different value chain from the supply chain. I have just sent an article to the editor and here are 2 paragraphs in advance.The business case of Demand Response (DR) is enhanced under free markets, innovation, and probabilistic (risk) mindsets. DR is poised to be the demand side risk management tool to complement the traditional "LOLP" supply side risk management tool. There are two sides on the DR coin. On one side, system crashes are mitigated by a least cost mix of supply and demand risk management tools that may be applied in time and space. On the other, DR is the key to the segmentation of customers supply security (a kind of insurance). Because of its fine grain nature, DR can help mitigate delays (intended or not) of lumpy investments in generation, transmission, and distribution.
A new supply chain is required in the power business for commercial activities, from generators and wholesale brokers, to competitive retailers, to end-users; while transmission and distribution monopolies are forbidden to interfere with those activities, charging a toll for their services. This is an essential element of the market design.
José Antonio Vanderhorst Silverio, PhD Interdependent Consultant on Electricity javs@ieee.org
miércoles, octubre 26, 2005
Re: Artículo Sobre Demand Response Part 5
DR1: "No Way Out," says Segura, but the GMH says There Is Way.
Radhames Segura, vice-president of the Dominican Corporation of State-owned Electric Companies (CDEEE), has said that there is "no immediate way out of the electricity crisis," and that the government is not disregarding the possibility of intervening in the Ede-Este distribution company. Segura admitted that "the public is receiving very expensive electricity, and they are not willing to continue supporting this or the continual blackouts that occur due to power rationing." Segura said that there was no miraculous way out of the situation, and that the government has well conceived plans but it will take two years for the results to be seen. Segura also commented on the fact that Ede-Este has been administered by AES-Dominicana since it was privatized, but that this entity has recently sold its shares to a Californian company, TCWW, and TCWW chose AES-Dominicana to run the operations, all without c! onsulting the Dominican government, a major partner in the privatization process. In fact, Segura told reporters from Hoy that the government was going to ask TCWW to change the management of Ede-Este because, in his words, "AES has not proven to be efficient in the Dominican Republic."
Continuing along with the electricity theme, El Caribe reports that there will be renewed negotiations about the contracts with power generators, starting this morning. Under review will be the Madrid Accords and the IPP contracts. (Independent Power Producers) The discussions will include planning and cash flows projected for 2006. The meeting will attempt to clear up just how large the accumulated debts are for the Rural Electrification Project (PER), the Program for the Reduction of Blackouts (PRA) as well as the IPPs' deficits. According to El Caribe, two weeks ago the government announced its need to renegotiate the contracts with the IPPs with a view to clearing up the exact cost p! er kilowatt/hour. According to Segura, current invoices are at least 2 5% overpriced. The power providers have said on several occasions that they have not sat down with government negotiators because they have not been asked to do so. Today's meeting is the first step towards the renegotiation of the contracts. According to Hoy, once the government has in its hands the numbers of the total deficit, then President Fernandez can talk to the World Bank and the IMF in order to ensure that the subsidies do not exceed the US$300 million approved by the IMF.
Re: Artículo Sobre Demand Response Part 4
---------- Forwarded message ----------
From: Armando Rodriguez
Date: Oct 26, 2005 1:22 PM
Subject: RE: Demand Response Drafts
To: javs@ieee.org
José Antonio:
Te marqué algunas palabras para que las chequees. Muy bueno el escrito.
Saludos,
Armando
The business case of Demand Response (DR) is enhanced under a free market, innovation, and probabilistic (risk) mindsets. DR is poised to be the demand side risk management tool to complement the tradi tional "LOLP" supply side risk management tool. There are two sides on DR coin. On one side, system crashes are mitigated by a least cost mix of supply and demand of risk management tools in time and space. On the other, DR is the key to the segmentation of customers supply security (insurance no sera assurance??? ). Because of its fine grai n nature DR can help mitigate delays (intended or not) of lumpy investments in generation, transmission and distribution .
Contrary to the belief expressed on the November 2004 Issue of the IEEE Spectrum, under the theme of " W ???right and Wrong," the late Professor Fred C. Schweppe, of MIT, brilliantly predicted a mayor tech breakthrough in electric power, when he said that "There is a good chance that by the year 2000 the term blackout (societal definition) will be considered to be a term out of the Dark Ages." The chance has been there all along, except that a powerful lobby has delayed it, by keeping the natural monopoly of distribution related or integrated with non monopoly retail marketing. It took the august 2003 blackout to initiate a Demand Response Resources project at the International Energy Agency, but I strongly believe that the distribution monopoly needs to be kept totally independent of commercial retail for it to be functional.
Professor Schweppe "envisioned a world of customer-based electrical generation and storage," which has been happening in the Dominican Republic, for quite some time, missing only the Demand Response System and a truly competitive retail deregulation to fulfilled the dream. Just as the DC-10 initiated commercial air travel at the time of the Great Depression, electric power systems will also fly reliably to get Dominican power sector out of collapse , since Demand Response will enable the system to operate within the Normal Operating State, returning back as soon as possible from the Alert and Emergency States with Demand Response actions. A new supply chain is required in the power business for commercial activities, from generators and wholesale brokers, to competitive retailers, to end-users; while transmission and distribution monopolies are forbidden to interfere with those activities, charging a toll for their services.
I agree with the introductory sentence of the article, except for the last three words -"the resource portfolio," which come from an integrated utility mental model. I believe that the End-State of the power industry is to keep the wires monopolies completely separate from the competitive generation and retail businesses. In that sense, the DR domain belongs to the retailer, which substitutes the two existing intermediaries – the distributor and the regulator (that negotiate prices on behalf of retail customers). The retailers compete with each other for customer services and be prepared to buy (and sell) electricity to generators to be sold (and purchased) to customers. The result is a much simpler value chain, typical of most business activities. The result is also a promising business model. However, I don't discount the possibility of a better business model to emerge in the future. Therefore, the assumption of a value chain identical to the supply chain is an unnecessary restriction of the paper.
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. The time is ripe for the new value chain, where customer can chose the minimum cost plan from a portfolio of options available at through competitive retailers. Retail customer will segment themselves to purchase (and sell) watts, vars, and supply security in a completely deregulated market. The solution is thus customer driven. It is a completely different ball game.
There is no need whatsoever to keep customers business activities associated to the distributors. Demand Response then becomes a condition of service, where the lowest supply security standard applies. I learned from Professor Carlos Rufin, that retailers regulating framework should be a prudential similar to the financial institutions. The Georgia gas deregulation can serve as an successful example. I don't discount market confusion developing at the outset, even with incumbent distributors barriers totally eliminated.
Most wholesale deregulation efforts have been a failure. Professor Schweppe, had a different idea. He and his colleagues wrote in the book "Spot Pricing of Electricity": "We believe the deregulation which considers only the supply side of the supply-demand equation is dangerous and could have very negative results." It has taken a long time and a lot of value destruction to understand that insight. Demand Response is no just load shifting and conservation, but a demand side risk management tool for the whole power system. Most IOUs have invested dearly in capacity, making the business case unattractive at the moment. The doors to innovative solutions in the power industry will be wide open when these concepts are finally understood.
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.
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Research and practice areas, and interests:
systems architecture,
systems thinking,
retail marketing,
customer orientation,
information systems requirements and design,
market rules,
contract assistence.
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Renegociación de los Contratos. José Luis Moreno San Juan
Estimados Todos
De la interesante presentación de José Luís Moreno San Juan y las discusiones que se originaron, quisiéramos destacar los siguientes aspectos
- El costo actual (Octubre 25,2005) de compra de la energía por parte de los distribuidores a los generadores, según los contratos de compra y venta de energía amparados bajo el Acuerdo de Madrid es de unos US$0.14/Kwh.
- Moreno San Juan plantea, que de acuerdo a los análisis y estudios realizados, el precio promedio de venta de energía de los generadores a los distribuidores, incluyendo el peaje de transmisión deberá de ser alrededor de US$0.09/Kwh.
- Una forma de renegociar los contratos de compra y venta de energía firmados entre generadores y distribuidores bajo el Acuerdo de Madrid, sería como se planteo anteriormente liquidar dichos contratos en base a las cláusulas y formula de indexación establecidas en los contratos de la capitalización, los cuales vencían en el 2004 y a partir de ese momento calcular toda la energía vendida en el mercado en base a los precios del mercado spot. Eso implicaría, que los contratos de Dominican Power Partners (DPP), Seaboard y Compañía de Electricidad de Puerto Plata (CEPP), deberían ser recalculados a los precios de los contratos IPP que tenían con la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE). El contrato de DPP con CDE vencía en Agosto 2010, Seaboard tenía dos (2) contratos, Estrella del Norte! que vencía en Junio 2002 y Estrella del Mar que vencía en Septiembre del 2007. CEPP también tenía dos contratos, CEPP II que vencía en Septiembre del 2004 y CEPP I en Mayo 2011
- La deuda actual en el sector eléctrico oscila alrededor de US$400 millones, de los cuales unos US$300 millones son deudas del gobierno y el resto, unos US$100 millones, deudas entre los agentes del sector eléctrico
- Si se vuelve a los contratos de la capitalización, que permitiría liberar a las distribuidoras de los contratos de largo plazo firmados bajo el Acuerdo de Madrid, la deuda del Gobierno pasaría de US$300 millones a unos US$500 millones a US$600 millones Esta renegociación que significaría un aumento de la deuda del Gobierno para liberar a las distribuidoras de los contratos de largo de compra de energía con los generadores, permitiría licitar la las distribuidoras la contratación de nuevas potencia y energía según lo establecido en el articulo 110 de la Ley General de Electricidad
- La renegociación antes mencionada, no incluye la renegociación de los contratos IPP que tiene la CDE con Smith and Enron y Cogentrix, los cuales vencen el primero en Enero del 2015 y el segundo en Septiembre del 2020. Adicionalmente la CDE recuperaría el IPP de DPP que vencería en Agosto del 2010, Seaboard (Estrella del Mar) que vencería en Septiembre del 2007 y CEPP I que vencería en Mayo 2011
- Si estos IPP no se pueden renegociar, el estado Dominicano se quedaría con una carga financiera, superior a los US$5 millones mensuales, ya que seguiría comprando energía a los IPP a un precio mas caro de lo que se la vendería a las distribuidoras
- La renegociación de estos cinco IPP en poder de la CDE, para traspasar dichos contratos a las distribuidoras a precio de mercado, significaría una deuda adicional para el estado Dominicano por concepto de costos hundidos, superior a los US$250 millones, que habría que añadírsela a los US$500 millones o US$600 millones mencionados anteriormente
- Si esta renegociación es exitosa y se lleva el Valor Agregado de Distribución (VAD) a sus niveles racionales de US$0.05/Kwh., el precio monomico de la tarifa sin subsidio cruzado seria de US$0.14/kwh. Con subsidio cruzado, en condiciones similares a las actuales, la tarifa máxima oscilaría entre US$0.17/Kwh. a US$0.18/Kwh. Evidentemente, como las deficiencias de las distribuidoras en términos de índices de facturación y cobranza de energía no se resuelven de la noche a la mañana, significa que el Gobierno tendrá que seguir subsidiando a las distribuidoras y al sector eléctrico, en una cantidad menor, pero que seguirá siendo significativa, quizás unos US$100 millones al año. Adicionalmente las distrib! uidoras para mejorar los índices de facturación y cobros de la energía, deberán hacer inversiones en infraestructura por un monto cercano a los US$100 millones
Como se puede apreciar, la solución de liberar a las distribuidoras de los contratos de largo plazo de compra de energía con los generadores y a la CDE de los IPP, implica una cantidad apreciable de recursos económicos. La pregunta obligada es, de donde saldrán los mismos?
Saludos
Bernardo
Re: Herrera "NO se Opone," sino que Condiciona y Sugiere que no Sean a Centrales a Carbón IPP
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Herrera "NO se Opone," sino que Condiciona y Sugiere que no Sean a Centrales a Carbón IPP
José Antonio, según mi punto de vista, Herrera no se opone...Condiciona y sugiere que no sea IPP.....Creo que tu titular fue periodístico y desisnformante... Luisxx
Re: Artículo Sobre Demand Response Part 3
Re: Artículo Sobre Demand Response Part 2
Professor Schweppe "envisioned a world of customer-based electrical generation and storage," which has been happening in the Dominican Republic, for quite some time, missing only the Demand Response System and a truly competitive retail deregulation to fulfilled the dream. Just as the DC-10 initiated commercial air travel at the time of the Great Depression, electric power systems will also fly reliably to get Dominican power sector out collapse, since Demand Response will enable the system to operate within the Normal Operating State, returning back as soon as possible from the Alert and Emergency States with Demand Response actions. A new supply chain is required in the power business for commercial activities, from generators and wholesale brokers, to competitive retailers, to end-users; while transmission and distribution monopolies are forbidden to interfere with those activities, charging a toll for their services.
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. The time is ripe for the new value chain, where customer can chose the minimum cost plan from a portfolio of options available at competitive retailers. Retail customer will segment themselves to purchase (and sell) watts, vars, and supply security in a completely deregulated market. The solution is thus customer driven. It is a completely different ball game.
There is no need whatsoever to keep customers business activities associated to the distributors. Demand Response then becomes a condition of service, where the lowest supply security standard applies. I learned from Professor Carlos Rufin, that retailers regulating framework should be a prudential similar to the financial institutions. The Georgia gas deregulation can serve as an successful example. I don't discount market confusion developing at the outset, even with incumbent distributors barriers totally eliminated.
Most wholesale deregulation efforts have been a failure. Professor Schweppe, had a different idea. He and his colleagues wrote in the book "Spot Pricing of Electricity": "We believe the deregulation which considers only the supply side of the supply-demand equation is dangerous and could have very negative results." It has taken a long time and a lot of value destruction to understand that insight. Demand Response is no just load shifting and conservation, but a demand side risk management tool for the whole power system. Most IOUs have invested dearly in capacity, making the business case unattractive at the moment. The doors to innovative solutions in the power industry will be wide open when these concepts are finally understood.
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lunes, octubre 24, 2005
Dialoguemos: El Mito de la Capacidad Instalada de Generación
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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Re: Artículo sobre Demand Response
Dialogue: Reunión Comisión Tecnología Ampliada: Agenda 25 Octubre
José Antonio Vanderhorst Silverio, PhD
Semilla Orgánica del GMH
---------- Forwarded message ----------
From: Luis H. Arthur <luarthur@verizon.net.do>
Date: Oct 24, 2005 2:13 PM
Subject: Agenda para mañana
REUNION COMISION TECNOLOGIA AMPLIADA
Fecha: Martes 25 Octubre 2005 - 3da. CONVOCATORIA
Lugar: Oficina Ing. Michael Roy, El Caribe, JK Kennedy, S.D, R.D.
Convocados Ing.: Michael Roy, Gustavo Alba S., Barón Victoria, Agustín Abreu, Luis Arthur, Bernardo Castellanos, George Reinoso, Martín Robles, Ernesto Vilalta, Héctor Jáquez, Francisco Méndez, Federico Martínez, Armando Rodríguez, José A. Vanderhorst
OBJETO DE LA REUNION:
Escuchar e intercambiar con nuestro invitado charlista Ing. José Luis Moreno San Juan, en su presentación audiovisual sobre estos temas energéticos que nos mantienen preocupados.
También se les cursó una invitación a un grupo de prestigiosos ingenieros que actualmente laboran en el Sector Energético, quienes de seguro podrán aclararnos muchas dudas.
La próxima reunión de 1 de Noviembre, será realizada posiblemente en el Salón de Te, en la Max Henríquez Ureña, ya que el Ing. Roy, nuestro parocinador en El Caribe, sale de viaje.
MODERADOR: Ing. Luis H. Arthur
Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 9
---------- Forwarded message ----------
From: Armando Rodriguez
Date: Oct 24, 2005 8:15 AM
Subject: RE: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION
To: Bernardo Castellanos , Luis H. Arthur, Martín Robles, Agustin Abreu, Gustavo Alba Sanchez, Hector Jaquez, Federico Martinez, George Reinoso, Michael Roy, Jose Antonio Vanderhorst, Baron Victoria , Ernesto A. Vilalta
Bernardo,
No soy un experto en este tema sino un simple observador, pero cabe suponer que esto es así ahora y desde hace ya algunos años. Por tal razón pregunto: ¿Entonces por qué los apagones arrecian cuando sale de servicio Smith-Enron, AES Andrés o Cogentrix? ¿Por qué tenemos blackouts cuando alguna de esas plantas se disparan? Estos no son fenomenos aislados en nuestro sistema, sino que ocurren varias veces al año y han ocurrido ya por años.
Yo lo que quise señalar es que el pago de potencia firme en este sistema no es suficiente y menos aún para dar servicios de reserva rodante o fría. La experiencia es que las plantas que no entran en servicio (y muchas de las que entran de forma poco frecuente) dejan de ser mantenidas y presentadas para pre-despacho, por factores económicos que serían exacerbados por plantas de los tamaños que se han planteado y por no dejar que el inversionista invierta en estas plantas cuando él considere que el sistema le dé la señal para hacerlo.
Armando
Ver planteamiento de Bernardo en la nota Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 7
domingo, octubre 23, 2005
Re: Sector Eléctrico en Acción. Reflexión Parte 1
Si tomamos en cuenta las sugerencias de la presentación de Carlota Pérez llegaremos a la conclusión de que la renegociación de los contratos debería hacerse para facilitar la implantación de una visión que nos lleve al satisfacer las necesidades de los clientes. Renegociar los contratos bajo las condiciones presentes servirá simplemente para dejar las cosas como están. Aparentemente, el Secretario Montás ha declarado que no van renegociar para volver de nuevo a la Capitalización, pero no sabemos con certeza.Si se renegocian los contratos sin tomar en cuenta una visión para los próximos 20 a 30 años, se habrá perdido una magnifica oportunidad. Hacemos un llamado a los verdaderos líderes del país a unirse al proceso de trabajar en una visión y a asegurar que se renegocien los contratos para alcanzar dicha visión.
---------- Forwarded message ----------
From: Bernardo Castellanos <bacm25@yahoo.com>
Date: Oct 21, 2005 9:46 PM
Subject: Re: SECTOR ELECTRICO. REFLEXION
To: Luis H. Arthur, Martín Robles, Agustin Abreu, Gustavo Alba Sanchez, Hector Jaquez, Federico Martinez, George Reinoso, Michael Roy, Jose Antonio Vanderhorst, Baron Victoria, Ernesto A. Vilalta
La cosa se ve fea, pero mas fea se vería si no se hace nada.....Luisxx
Sector Eléctrico. Reflexión
Estimados Todos
En las ultimas semanas, hemos estado envueltos en un interesante e intenso debate sobre el sector eléctrico, en donde los participantes han tenido la libertad de externar sus consideraciones sobre la problemática y las posibles soluciones que cada quien visualiza
Reflexionando un poco sobre el tema y los debates realizados, me surge la siguiente interrogante? Cual es el futuro del sector eléctrico en los próximos cuatro (4) a cinco (5) años y que `podemos esperar los usuarios?
Vamos a suponer que los organismos multilaterales de financiamiento (Banco Mundial, BID) decidan dar un financiamiento al Gobierno Dominicano que le permita liquidar las deudas del sector eléctrico, renegociar todos los contratos con los generadores estableciendo precios mas razonables que los que se tienen en la actualidad. Las propias autoridades gubernamentales del sector eléctrico han manifestado en reiteradas ocasiones, que existe una sobre valoración de un 25%, en el precio a que las distribuidoras compran la energía de los generadores. Esto significa que si en la actualidad las distribuidoras están comprando de los generadores la energía a US$0.12/Kwh., deberían pagarla a US$0.09/Kwh., lo que implica una rebaja de US$0.03/Kwh., equivalentes al 25% que se dice esta sobrevalorada la ene! rgía. Con estas medidas, se libera el sector eléctrico de los pasivos y se adecuan los precios de generación a los valores que las autoridades estiman razonables y justos partiendo de la estructura de generación del parque térmico existente
Como las perdidas que hoy experimentan las distribuidoras en la comercialización de la energía, no pueden reducirse con la misma rapidez con que se puede eliminar la deuda en el sector eléctrico y la disminución en el precio de la energía a que compran las distribuidoras, aun teniendo disponible todo el dinero para las inversiones en infraestructura de distribución que hay que realizar, es previsible que en un periodo de tiempo relativamente corto (un año), las distribuidoras tengan un nivel de deudas similares a las que hoy tiene el sector eléctrico, con lo cual caeríamos de nuevo en el circulo vicioso del sector eléctrico
Supongamos que se mantiene la política de demanda restringida que se ha estado implementando últimamente, con el objetivo de no aumentar el déficit financiero de las distribuidoras. Esto significa que la población mas afortunada deberá conformarse con recibir entre 16 y 20 horas de energía al día. Los menos afortunados andarán entre 10 y 12 horas al día. Aun con esta política de demanda restringida, la única forma que las distribuidoras tienen en el corto plazo de no aumentar su déficit financiero, es que la estructura tarifaria que en la actualidad existe, con un Valor Agregado de Distribución (VAD) de 0.10/Kwh. (cuando lo correcto es que sea de US$0.05/Kwh.), se mantenga, lo que haría que el monomico de la tarifa eléctrica con la rebaja obtenida en la renegociación de los contratos con los generadores, baje de US$0.22/Kwh. a US$0.19/Kwh., y la tarifa máxima que pagan los usuarios de alto consumo de electricidad baje de US$0.26/Kwh. a US$0.23/Kwh., luego de aplicar las rebajas obtenidas en la renegociación de los contratos con los generadores
Supongamos en el escenario ideal, que las distribuidoras han logrado ser extremadamente eficientes y reducir sus niveles de perdidas en la comercialización a niveles acorde a los estándares internacionales. Eso situaría el VAD en US$0.05/Kwh. y el monomico de la tarifa eléctrica bajaría a US$0.14/Kwh. y la tarifa máxima que pagarían los usuarios de alto consumo seria de US$0.18/Kwh. Este es el escenario ideal optimo que se puede alcanzar con la actual estructura de generación térmica que posee el sistema eléctrico y llevando el VAD a valores de estándares internacionales
La pregunta obligada es: se disponen de los recursos económicos necesarios para hacer las inversiones en la infraestructura de distribución que permitan que en un plazo de cuatro (4) a cinco (5) años, esta inversión, unida a una campaña intensa de reducción de las perdidas en la comercialización de la energía, permitan llevar el VAD a los estándares internacionales? Mi percepción es que no y en consecuencia, mi visión es que en los próximos cuatro (4) a cinco (5) años, estamos condenados a seguir pagando una energía eléctrica cara por las ineficiencias en la comercialización y por la estructura actual de generación del parque térmico, además de seguir expuestos a las inclemencias de los apagones, los cuales cada vez son mas largos y frecuentes
Saludos
Bernardo
Re: RENEGOCIACION CONTRATOS SECTOR ELECTRICO. ACUERDO DE MADRID Parte 4
Jose AntonioUna precision final. Planteas que los US$300 millones de economia o ahorro que significo el Aacuerdo de Maadrid con relación a las distribuidoras no significa nada, ya que si no hubiera existido el Acuerdo de Madrid quizas estuvieran entrando centrales eficientes al mercado si los precios spot hubieran sido atractivos. Cuales centrales ineficientes entraron al Mercado luego del Acuerdo de Madrid, ya que el mismo permitio, facilito y potencializo la entrada de las mismas:1. Conversion de Itabo I e Itabo II a carbon, en lugar de Fuel Oil No.6, apa hacer estas plantas mas eficientes Hoy se despachan entre los tres primeros lugares en la lista de meritos. Si la señal del Acuerdo de Madrid no hubiera sido la coprrecta, no entiendo como los inversionistas privados invirtieron en mejorar eficiencia2. Terminacion de la planta Barahona Carbon, la cual es despacheda entre las tres primeras plantas en la lista de meritos3. Instalacion de la primera planta de gas Natural, Aes Andres, la cual es mas eficientes que todos los motores y turbinas de gas que operan con Fuel Oil No.2 y m,asv eficientes que algunos motores que operan con Fuel Oil No.6. O sea que esta planta desplazo generacion inefiocienmte, a pesar de que el Acuerdo de Madrid envio la señal contraria al mercado electrico y a los inversionistas privados4 Convesion de las dos turbinas de DPP de Fuel Oil No.2 a gas natural. Esto hizo que dichas plantas aumentaran considerablemente su posicion en la lista de meritos de despacho, mejorando su efiiciencia De niuevo tenemos el caso de una planta que mejora su eficiencioa debido al Acuerdo de madrid, a pesar de tu afiormacion de que el Acuerdo de Madrid no envio las señales correctas al mercado y a los inversionistas para que entraran plantas mas eficientes5 Instalación de La Sultana del Este, la cual es de las plantas mas eficientes que operan en el sistema, ya que siempre es despachada entre los primeros seis lugares en la lista de meritosTodas las plantas de generación que entraron al sistyema electrico, fueron plantas mas eficientes que la mayoria de las que ya estaban instaladas y en consecuencia desplazaron generacion ineficiente, produciendo una disminucion en los precios del mercado spot que existian antes del Acuerdo de MadridFinalmente, si el Acuerdo de Madrid no envio las señales adecuadas en el mercado spot, ya que los precios en dicho mercado no fueron atractivos luego de la firma de dicho convenio, por que entonces Seaboard deja su IPP con la CDE, tuvo la opcion de quedarse con un contrato de venta de energia con las distribuidoras en las mismascondiciones del Acuerdo de Madrid, mas sin embargo prefiro quedarse vendiendo toda su energia en el mercado spot, a pesar de que los precios segun tus afirmaciones no eran atractivos? Es bueno recordar, que Seaboard es totalmente una empresa privada, que se supone busca la maximizacion de los beneficios y la minimizacion de costos y riesgosSaludosBernardo
Estabilización Política y Relanzamiento Económico de Haití
4ta. Conferencia Internacional sobre Haití
Por la estabilización política y el relanzamiento económico de Haití.
Declaración del Prof. Dr. Federico Alberto Cuello Camilo,
Embajador de la República Dominicana en Bruselas, Bélgica.
La República Dominicana saluda con entusiasmo la celebración de esta 4ta. Conferencia Internacional sobre Haití, ese país hermano tan dignamente representado el día de hoy, con el que compartimos la isla de la Hispaniola. Agradece la excelente organización de la Comisión Europea así como su generoso apoyo al proceso de transición hacia un nuevo gobierno electo libremente por el voto popular en Haití. Agradece igualmente a la MINUSTAH, la OEA, el grupo de amigos de Haití así como los demás organismos internacionales por el rol determinante que están jugando, y que esperamos seguirán jugando, en la estabilización política y el relanzamiento económico de Haití.
La República Dominicana otorga una elevada prioridad a la estabilización política y el relanzamiento económico de Haití. Pese a nuestras propias carencias como país en vías de desarrollo, nuestros hospitales y escuelas son crecientemente la alternativa de una población sedienta de servicios sociales cuya recuperación en Haití ha atendido con justo sentido de prioridad el gobierno provisional. Nuestros sectores productivos, particularmente la agricultura, la construcción y el turismo, son fuente importante de empleos para los cientos de miles de haitianos que contribuyen a nuestro crecimiento económico con su trabajo serio y dedicado. Nuestros puertos son la primera puerta de entrada de las mercancías importadas hacia Haití, ante la situación de inseguridad que combate el gobierno provisional.
Como ha dicho con gran elocuencia el Primer Ministro Latortue, sólo el crecimiento sostenido podrá generar los empleos que reviertan los flujos migratorios ilegales. Como ha dicho el Ministro Bazin, sólo la creciente inversión privada en sectores orientados hacia las exportaciones podrá eliminar el peso que tiene la cooperación económica en la balanza de pagos y en la generación de recursos presupuestarios. Como ha dicho el representante de la sociedad civil, la reactivación del crecimiento requiere de un clima de mayor seguridad.
Estos son los desafíos que tendrá que continuar confrontando la comunidad internacional, tengan o no lugar las elecciones en las fechas previstas. Estos son desafíos que requieren del desembolso urgente del 74.2% de los recursos comprometidos para relanzar la economía y que no han sido todavía liberados. Estos son desafíos que presuponen una inversión masiva en infraestructura básica y en el combate a la deforestación. Estos son desafíos que reiteradamente han destacado todos los representantes del Gobierno del Dr. Leonel Fernández Reyna, Presidente de la República Dominicana, en cuanto escenario internacional han participado.
Pero más que nada, estos son los desafíos cuya efectiva superación sólo podrá ocurrir sobre la base del consenso común de todas las fuerzas políticas, sociales y económicas haitianas; consenso común que en gran medida ha sido reflejado en el Pacto por la Gobernabilidad. Pero, como dijera ante la Asamblea General el Ing. Carlos Morales Troncoso, Canciller de la República Dominicana, se necesita un amplio proceso de diálogo nacional que asegure la continuidad de los consensos logrados. Y en ese proceso, será valioso incorporar a representantes destacados de la diáspora haitiana, cuyos capitales humanos y financieros son una fuente primordial de riqueza para nuestro hermano país.
Para terminar, la República Dominicana se une a las felicitaciones extendidas previamente al gobierno provisional, a la MINUSTAH, a la OEA, al grupo de amigos de Haití y a los demás organismos internacionales, por los éxitos logrados en condiciones extremadamente difíciles. La República Dominicana confía plenamente en que la semilla sembrada germinará frondosamente en la forma de un Haití estable en lo político, justo en lo social y próspero en lo económico. Un Haití que pueda encontrar la senda del desarrollo sostenible. Y que vuelva a ser el territorio de mayor dinamismo exportador que fue históricamente en nuestra región caribeña.
Bruselas, 21 de junio del 2005.
Dialoguemos: Cobrando Impulso - Energía Barata que Sale Cara
1. Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 8
22 Oct 2005
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 ...
2. PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 7
22 Oct 2005
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 ...
3. Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 6
22 Oct 2005
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. ...
4. Dialoguemos: Reunión Martes 25 de Octubre
21 Oct 2005
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 ...
5. Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 5
21 Oct 2005
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 ...
6. Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 4
21 Oct 2005
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 ...
7. Re: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION PARTE 3
21 Oct 2005
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. ...
8. PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION Parte 2
21 Oct 2005
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 ...
9. RE: PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION
21 Oct 2005
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 ...
10. PLANTAS DE CARBON MODALIDAD DE CONTRATACION
21 Oct 2005
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; ...
11. Re: RENEGOCIACION CONTRATOS SECTOR ELECTRICO. ACUERDO DE MADRID
20 Oct 2005
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, ...
12. DR1: Rains affect water supply
19 Oct 2005
Different parts of the National District and Santo Domingo Province are receiving tap water as seldom as once a week, forcing residents to purchase supplies for their household needs, according to reports in Listin Diario. ...
13. La Mejor Renegociación de los Contratos Parte 3
19 Oct 2005
Amigo Bernardo,. Los argumentos que me solicitastes son los siguientes:. 1. Como los contratos IPPs son el máximo exponente del Escenario Modelo Mental CDE(EE) y como el Acuerdo de Madrid el ha desplazado el "sistema" en la dirección ...
14. Dialogando: Estrategia y Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico
19 Oct 2005
Esperando que empecemos el proceso de renegociación de los contratos con una visión compartida a largo plazo (20 ó 30 años) de la industria eléctrica, que nos lleve al Escenario Modelo Mental Orientación al Cliente. ...
15. Re: Soñar No Cuesta Nada - Costo Desabastecimiento Economía ...
19 Oct 2005
Muchas gracias Bernardo. Hasta aquí llegamos y cierro las publicación de notas sobre este tema por ahora a más intercambio entre Bernardo y yo. Es muy probable que tal como está ya sea de utilidad para el diagnóstico, porque creo que ...
16. Re: Soñar No Cuesta Nada - Costo Desabastecimiento Economía Dominicana
19 Oct 2005
Estimado Bernardo,. 1. Dice que producir el kilovatio más barato es una orientación al cliente. Debes recordar que muchas veces lo barato sale caro y ese es el caso cuando se suman los costos después del contador que tienen los clientes ...
17. Soñar No Cuesta Nada - Costo Desabastecimiento Economía Dominicana
19 Oct 2005
Estimado Bernardo,. Me gustaría saber ¿cuál es el costo que enfrenta la economía dominicana con cada uno de esos dos enfoques vs un tercer enfoque de un servicio de calidad comercial que coordine y aproveche toda la capacidad instalada ...
18. En lo que respecta a la electricidad tampoco hay ...
19 Oct 2005
En lo que respecta a la electricidad tampoco hay diferencias a los partidos cuando están en el poder. Cierran olímpicamente el mercado y generan poder de mercado a favor de privados. Smith/Enron, Cogentrix, Madrid y ahora 2 centrales a ...
19. Dialoguemos: La Prueba del EPRI
19 Oct 2005
Repetimos " La Prueba del EPRI" que publicamos el 26 de julio recién pasado. El EPRI es la autoridad en la investigación y desarrollo de sistemas eléctricos de los Estados Unidos de América. Con la aprobación unánime de su consejo ...
20. Re: Soñar no Cuesta Nada - I have a Dream too
18 Oct 2005
Thanks Bernardo,. This is my answer. Just as Martin Luther King Jr. said I have a Dream, so I have a Dream too:. It would be fatal for the nation to overlook the urgency of the moment and to underestimate the determination of the ...
21. Re: La Mejor Renegociación de los Contratos Parte 2
18 Oct 2005
Estimado Bernardo,. Inicio mi respuesta que completaré post reunión. La estructura del sector eléctrico tiene una parte estática y una dinámica. El Acuerdo de Madrid no alteró la parte estática, pero si grandemente la dinámica del ...
22. Re: Agenda convocatoria mañana 18 Parte 3
18 Oct 2005
Estimados todos sin distinción,. Me siento muy regocijado por la reactivación completa del proceso Dialogue, que dirige nuestro querido Quisqueyano Valiente, el Ingeniero Luis H. Arthur S. Me siento por igual complacido de recibir una ...
23. Re: Agenda convocatoria mañana 18 Parte 2
18 Oct 2005
From: Bernardo Castellanos Date: Oct 18, 2005 9:47 AM Subject: Re: Agenda convocatoria mañana 18 Parte 1 To: Luis Arthur, Martín Robles, George Reinoso,Federico Martinez, Gustavo Alba Sanchez, Jose Antonio Vanderhorst, Armando Rodriguez ...
24. Re: Agenda Convocatoria Mañana 18 Parte 1
18 Oct 2005
From: Luis H. Arthur Date: Oct 18, 2005 9:31 AM Subject: Re: Agenda convocatoria mañana 18 To: javs@ieee.org. Mi querido José Antonio. Yo insisto en unir y tu en des-unir. Claramente dime que te molesta. Deseo pensar que nos estamos ...
25. Agenda Convocatoria Mañana 18
18 Oct 2005
On 10/17/05, José Antonio Vanderhorst-Silverio, PhD < vanderhorstsr@gmail.com> wrote:. Estimado Luis,. Voy a asistir. Me agradaría que se asignara tiempo medido igual a las tres partes: 1) ustedes los anfitriones, 2) los del PRD y 3) ...
26. Dialoguemos: El Acuerdo de Madrid no Facilitó Contrato IPP
18 Oct 2005
Agrega Bernardo Castellanos que:. El Acuerdo de Madrid no facilito la firma de ningun nuevo IPP, sino todo lo contrario Se rescindieron muchos contratos IPP que no habian iniciados y se concluyeron muchos de manera amigable Inclusive se ...
27. Dialoguemos: No Vemos Mutación de los Contratos
18 Oct 2005
Bernardo Castellanos continua diciendo:. No veo mutacion en los contatos IPP, ya que el acuerdo de Madrid lo que hizo fue que de inicio libero a la CDE de dos IPP (seaboard y DPP), el primero se fue como planta mercante y el segundo a ...
28. Dialoguemos: El Acuerdo de Madrid Dejó la Estructura de la ...
18 Oct 2005
Expresa Bernardo Castellanos que:. El Acuerdo de Madrid dejo la estructura de la capitalizacion intacta en el sentido de que los contratos en la capitalizacion de compra y venta de energia eran entre generadores y distribuidores y ese ...
29. Soñar no Cuesta Nada Parte 2
17 Oct 2005
Muchas gracias de nuevo Federico,. Supongamos la existencia de modelos de negocios innovadores de comercialización que compiten al detalle y que remuneran bien el sector generación con referencia a un mercado spot a corto plazo de ...
30. Small is More Beautiful con un Plan Indicativo
17 Oct 2005
En tres notas sobre Small is Beautiful, el 30 de mayo de 2005, aparece primero " La Energía Eólica es Naturalmente Distribuida, " segundo " El Aumento de los Costos es Mayormente Local " y tercero " Reducción de la Corrupción Inherente ...
31. Dialoguemos: Quoting Deloitte Research Findings
17 Oct 2005
With a lot of respect for Deloitte Research please read two of their findings:. "The Continuity scenario is not unreasonable. The assumptions that underlie it are corroborated to one degree or another by many projections and analyses ...
32. Re: Soñar no Cuesta Nada Parte 1
17 Oct 2005
Este es un artículo anti-monopolio. Tiene una debilidad, requiere para su aplicación de un Reglamento, y al igual que la quiebra de Baninter, no se pudo llevar a cabo la disolución hasta mayo 2003 porque no se había redactado y publicado el reglamento de disolución. ...
33. Soñar no Cuesta Nada Parte 2
17 Oct 2005
Estimado Federico,. Completo mi solicitud sobre los oligopolios. En la lámina 21 de la Presentación de Carlota Pérez ella identifica tres grandes procesos a observar a nivel global: 1) Globalización productiva, 2) Reestructuración de ...
34. Soñar no Cuesta Nada Parte Parte 1
17 Oct 2005
Estimado Federico,. He leido un comentario de menos de 1000 caracteres que hizo Bernardo en tu Bitácora Digital y ¿quisiera saber si el Párrafo II del Artículo 11 de la Ley 125-01 es un dispositivo para enfrentar los oligopolios en el ...
35. La Mejor Renegociación de los Contratos
17 Oct 2005
Los contratos IPPs son el máximo exponente del Escenario Modelo Mental CDE(EE). El Acuerdo de Madrid fue negociado cambiando del Escenario Modelo Mental Capitalización al CDE(EE) y es por que entendemos es una mutación de contrato IPPs. ...
36. Dialoguemos: Aumentemos la Economía de Escala del SENI
17 Oct 2005
La transformación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), de uno que opera casi 100% fuera del Estado Normal, a otro que opere casi 100% en el Estado Normal es la clave para diferenciar la infraestructura eléctrica ...
37. Dialoguemos: Aplicando la Quinta Regla de Conducta
16 Oct 2005
Estimados todos,. Sugiero que bajen la Presentación de Carlota Pérez que respalda la existencia de un escenario sin continuidad. Mi primera síntesis de la presentación de 40 láminas fue de más de 2000 caracteres, pero la llevé a menos ...
38. Dialoguemos: Presentación de Carlota Pérez
16 Oct 2005
Según la presentación El Desarrollo en el Marco de la Globalización: Una mirada desde la tecnología y la historia, disponible en la BD de Fernando Flores, que Carlota Pérez dictó este mes en Chile, estamos en transición hacia un mundo ...
39. Dialoguemos: Necesitamos Comentarios de Hasta 1000 Caracteres ...
16 Oct 2005
Así es que me llegan los comentarios que están colocados en comments. Participen por favor... ---------- Forwarded message ---------- From: Anonymous <anonymous-comment@blogger.com > Date: Oct 16, 2005 7:09 AM ...