Re: Duración de los Contratos entre Generadoras y Distribuidoras

Al Centro del Dialogue:

1. Al responder rápidamente esta mañana me centré en el tema de la duración de los contratos y en la distribución del riesgo. Me distraeré un poco esta noche con el Acuerdo de Madrid y también en otras malas decisiones que generan el riesgo sistémico que padecemos. Le daré el gusto que Bernardo quiere, a ver si deja este bendito tema y dejamos de mirar Pa 'Tras, para concentrarnos en la visión. Sin visión, pereceremos.
2. Entiendo que no cabe duda que el EMM Capitalización no está en capacidad de asimilar los riesgos vía fórmulas de indexación. No obstante, la señales no son inequivocas sino muchas. Recién nace la capitalización, el Estado sigue entromedido en el negocio, no participan suficiente contendores, no se traspasa la señal de precio a los clientes, se inicia un proyecto IPP, se cambian las reglas del concurso de Cogentrix con el ganador,... en fin no hay credibilidad en el proceso, ni en la independencia del regulador. Vayamos un poco atrás. 
3. El 22 de septiembre de 1997, la Revista Rumbos, colocó en su portada "El apagón de la Transparencia." Al interior de la revista dice "La licitación no fue tan luminosa como la pintan." Dicho artículo concluye con "Descrédito al país. Según se desprende de los documentos remitidos a las autoridades de la CDE, las tres empresas no piensan quedarse de brazos cruzados..."
4. El 11 de mayo de 1999, Armando Rodríguez, Representante Legal de Seaboard Corporation, dirigió una carta a la CREP, con atención al Dr. Antonio Isa Conde, donde indicaba "Nuestra participación en la licitación del Jueves sería tomando como válidas informaciones ofrecidas por la CREP..." Seaboard luego de ganar la licitación pasó a EgeHaina a otros inversionistas. ¿Sabía Seaboard que iba a ganar una cantidad exagerada de dinero con la indexación porque estaba claro que los combustibles se iban a ir por las nubes?
5. Con el titular "El Sistema regulatorio que Tenemos Tiende a Crear Conflictos Más a que a Resolverlos," Vivianne Blanlot en un artículo publicado en febrero de 2000 en el Diario Estrategia de Chile, dijo "Debemos tener una discusión con los agentes del sector, pero no a puerta cerrada. Los debates hay que hacerlos con la máxima transparencia y tiene que quedar claro cuales son las posiciones de cada uno. En eso el secreto no es aconsejable nunca." El AdM es la antítesis de eso, porque se hizo bien lejos de nuestro país sin transparencia alguna. A esa falta de transparencia no se le puede dar marcha atrás. Si el gobierno actual quiere resolver el problema, televisemos las negociaciones del sector eléctrico o al menos hagámoslos por esta Bitácora Digital.
6. Tengo entendido que ya en marzo del 2001, el BID había hecho comentarios al informe del consultor de la central de Andrés. El Acuerdo de Madrid se firmó el 1 de agosto del 2001, así que no fue la señal del AdM, sino la crisis de las finanzas de las distribuidoras y como dicen algunos el oportunismo político para las elecciones congresionales del 2002 lo que ocurrió. Todo el mundo sabía que el Superintendente estaba bajo las órdenes de la CDEEE. Las Edes estaban quebradas y desde entonces siguen quebradas. El riesgo sistémico ha estado presente y sigue intensificándose no por lo que ha hecho el gobierno actual, sino por todo el efecto combinado desde antes de 1997. En verdad, los americanos dicen que fue cuando Trujillo nacionalizó la electricidad y nació la CDE. Gracias a Dios que no pudo nacionalizar las telefónicas.
7. Si hubiera habido credibilidad en el mercado dominicano, transparencia en el proceso de las negociaciones de los contratos, el mundo no estuviera en un proceso de alta incertidumbre y se respetaran las leyes y las instituciones, entonces el resultado hubiera sido profundizar la reforma en vez de realizar un retroceso. El gobierno hizo caso omiso a la recomendación de un consultor prestigioso de realizar la liberación progresiva del mercado minorista (del EMM Orientación al Cliente) para evitar los problemas del "cross ownership y el self dealing", porque simplemente no cabe en el EMM CDE(EE). El control del Organismo Coordinador por medio de la Ley 125-01 y la negación de apoyo a esa institución son dos pruebas irrefutables del proceso de contrareforma.
8. Los tres primeros proyectos con motores entraron al país a pricipio de los 90, justo antes de que se hablará de la reforma y mucho antes de la idea genial de la capitalización. El otro grupo de motores que llegó con la capitalización lo hizo pensando que en un plazo de 4 a 5 años dejarían de ser plantas de base. En efecto, cualquier expansión a carbón requiere una contraparte para satisfacer la carga media y las reservas rodantes por varios años. George no me deja mentir sobre mis dudas de ser despachados durante el proceso de negociación de un contrato IPP. 
9. La fijación en el EMM CDE(EE) deforma el Proyecto de Ley cuya intención era renegociar los contratos IPPs y pasarlos al mercado. En vez de pasarlos al mercado prácticamente se cierra el mercado, bajo el EMM Capitalización que si reconoce la existencia de incertidumbre hacia el futuro. Las actuales autoridades de CDEEE parece que siguen viviendo el EMM CDE(EE) y por eso su visión está concentrada en el pasado de la energía barata que siempre la ha salido cara a los dominicanos.
10. La realidad es que lo que se está desarrollando son sendos proyectos IPP para un total de 1,200 MW a 1,400 MW. Hace mucha falta que se haga un Plan Indicativo serio y profesional para encontrar cuales son los verdaderos costos de la energía barata que estamos seguros sale cara.
11. Los gobiernos negocian muy mal y por eso debemos dejar que sean los clientes finales los que negocien. Para comprar seguridad de suministro, los clientes finales han estado participando desde hace mucho tiempo en un mercado totalmente libre, pero altamente costoso para el país. Reintegremos el sector eléctrico para al menos aprovechar los grandes excedentes de una manera coordinada. Esa es la estrategia más importante del sector eléctrico en este momento.

Espero que se termine la defensa del AdM y reorientemos el esfuerzo labores productivas.

 

Saludos a todos,

 

José Antonio

On 10/27/05, Bernardo Castellanos < bacm25@yahoo.com > wrote:

Jose Antonio

 

La señal inequivoca que mando la capitalizacion, fue la instalacion de plantas a base de motores de baja revolución (Palamara, La Vega, Monterio) La instalacion de AES Andres se viabiliza luego del Acuerdo de Madrid. De igual manera, la conversion a gas natural de las turbinas de gas Los Mina V y VI y la conversion a carbon de las Itabo, fueron tambien viabilizadas desde el punto de vista economico y financiero, por la estabilidad que el Acuerdo de Madrid le brindo al sector electrico. Con los contratos de la capitalizacion, no habia seguridades para embarcarse en estas inversiones dada la magnitud de las mismas. Aun cuando se hubieran evaluado esas inversiones, con un escenario de cinco (5) años, que favorecia a los inversionistas que habian participado en el proceso de la capitalizacion y la instalacion de plantas de bajo costo, corto periodo de construcion y costos de generacion mas altos que el carbon, ningun inversionista (ni los que estaban ni ! los que podian llegar), se iban a arriesgar en una inversion cuyo periodo de recuperacion sobrepasara el periodo de la vigencia de los contratos de compra y venta de energia entre generadores y distribuidores
La aplicacion del articulo 110 de la Ley General de Electricidad, unido al tiempo de duración de los contratos entre generadores y distribuidores, hace innecesario que el Estado tenga que otorgar ningun aval para la contratacion de plantas que tengan un alto costo inicial, mayor tiempo de construcion, pero menor costo de generación de electricidad. Son las distribuidoras que haran la licitacion y decidiran que es lo que mas le conviene sin que el estado de ninguin aval ni garantia soberana. El aval del estado sem produce cuando se quiere desvirtuar la contratacion de plantas bajo la modalidad de un IPP con CDEEE, modalidad de contratos que ya habia sido superada en el sector electrico

 

Saludos

 

Bernardo

  
Duración de los Contratos entre Generadoras y Distribuidoras

¿Cuánto Tiempo nos Queda?

 

Luis H. Arthur S. cuestiona en una nota de su Bitácora Digital los principales problemas que enfrenta sociedad dominicana, dedicando un espacio a las percerciones que sobre los caos de electricidad, de transporte y de otros que hace que la dignidad dominicana se esté despreciando grandemente. Es por eso que él se hace la pregunta ¿cuánto tiempo nos queda?

Duración de los Contratos entre Generadoras y Distribuidoras

Estimados todos,

 

Perdonen que no tuviera tiempo para sintetizar mis ideas, conforme a las reglas que he impuesto. Trataré de desarrollar ideas sobre la duración de los contratos y la distribución de riesgos.

 

Este es un tema muy importante y la crítica es válida. En el Escenario Modelo Mental CDE(EE) la extensión de los contratos a 15 años es algo "aceptable"   cuando los contratos IPP (take or pay) son la regla, porque el mundo se supone es estable y continuo, en que se pueden hacer proyecciones de la demanda sin lugar a dudas. Sin embargo, en el EMM Capitalización es "aceptable" contratar proyectos a solamente 4 ó 5 años, especialmente al inicio donde muchas de las centrales eran ineficientes. Esa señal de precios elevados era un medio de atracción a la competencia que (sin manipulación del regulador) se suponía traería inversiones altamente eficientes y las desplazara. Si las nuevas centrales no eran eficientes, al cabo de 4 ó 5 cinco años quedarían fuera del negocio.

 

Mientras hubo un poco de credibilidad, para la central de Andrés se evaluó carbón contras gas, que en ese momento no se pensaba los altos precios a mediano plazo (de 22 a 28 dólares el barril de petróleo). En el EMM Capitalización, los generadores tienen un tiempo ilimitado la realidad es que al estar expuestos a la competencia no tienen nada garantizado. Al interferir con esa realidad negociando bajo el EMM CDE(EE) cuando la Ley exige el EMM Capitalización se forma un tremendo cortocircuito en que se extienden contratos más allá de la vida útil y se llega al Acuerdo de Madrid. La primera conclusión razonable de todo esto es que es una utopía querer que los precios de generación sean baratos. Ya hemos demostrado que lo barato sale caro. Es por eso que Radhamés dice que no hay salida. Cualquier inversionista sensato sabe que la incertidumbre a largo plazo es muy grande y ese es uno de los escollos del EMM Capitalización. La crisis de California se encargó de que Wall Street cambiara de opinión.

 

Los riesgos e incertidumbres tiene que absorberlos entre las partes y ni el EMM CDE(EE), ni el EMM Capitalización son idóneos para permitir una distribución equitativa. Ese es precisamente el fuerte del EMM Orientación al Cliente, porque cada cliente podrá elegir el nivel de riesgo que quiere asumir al comprar electricidad, cada detallista sabrá y administrará los riesgos y cada generador se expondrá a pagar un precio spot elevado caundo no cumple pondrá sus precios como pueda. En los contratos a largo plazo bajo el EMM Capitalización la definición de la tarifa le ofrece muy poca flexibilidad para anticipar la indexación aceptable en los contratos entre discos y gencos, pero como el futuro no se puede predecir con certeza, la distribución de los riesgos tampoco se puede anticipar, especialmente porque el cliente promedio es una ficción totalmente inaceptable. En suma los contratos a largo plazo son muy riesgosos y por tanto incompatibles con el EMM Capitalización. Los choques externos de tasa de cambio y de precios de los combustibles han sido los riesgos principales que ha enfrentado el sector y por ello y casi más nada es la renegociación de los contratos.

 

Saquemos el gobierno de esos líos. Si el gobierno se mantiene en el medio siempre va a quedar embarrado con una parte substancial de los riesgos. Por la gran asimetría de información que existe entre los inversionistas y los funcionarios del Estado, saquemos al Estado de las negociaciones de precios y de tomador principal de riesgos y habremos resuelto el problema. Dejemos que detallistas competitivos negocien con los generadores en vez del Estado. Dejemos que cada cliente final seleccione el nivel de riesgo que puede absorber de manera individual al plazo que le convenga y habremos solucionado la gran crisis de electricidad de manera definitiva. Así, y comprometiendo al Estado que ofrezca la garantía de no dar marcha atras, la banca multilateral cooperará para transformar el sector eléctrico dominicano.

 

Estoy seguro que los detallistas encontrarán mecanismos para financiar la expansión a largo plazo del sector, sin necesidad de que el Estado tenga que poner garantías soberanas. Todo lo que se necesita el Estado Dominicano es desarrollar una visión de alto apalancamiento y comprometerse decididamente a alcanzarla y a defenderla. Libertad, libertad, libertad para los clientes finales.

 

Saludos,

 

José Antonio

 

On 10/27/05, Bernardo Castellanos <bacm25@yahoo.com > wrote:

Estimados Todos

 

Una de las críticas más socorridas y generalizadas al Acuerdo de Madrid, fue la extensión a quince (15) años de los contratos de compra y venta de energía entre los generadores y distribuidores. La extensión efectiva de dichos contratos fue de doce (12) años con relación a los contratos de la capitalización, ya que el vencimiento se llevo al 2016 y los de la capitalización vencían en el 2004. Los contratos de compra y venta de energía entre generadores y distribuidores, firmados durante la capitalización tenían una duración de cinco (5) años, mientras que los contratos de concesión a las distribuidoras fueron por cuarenta (40) años y los generadores indefinidos.

Estas críticas, unido al hecho de que existe una duración diferente en los contratos de compra y venta de energía firmados en la capitalización y los renegociados en el Acuerdo de Madrid, pone sobre el tapete cual debería ser el tiempo razonable de duración de los contratos de compra y venta de energía entre generadores y distribuidores

La Ley General de Electricidad 125-01, establece en su artículo 110, que las distribuidoras pueden contratar bajo licitación, hasta el 80% de la demanda en contratos de largo plazo, reservando como mínimo un 20% de la demanda para el mercado spot

El contrato de compra y venta de energía entre generadores y distribuidores, es un instrumento que brinda estabilidad económica y financiera al sector eléctrico, ya que reduce las incertidumbres de proyección de costos en el mercado spot. Por eso, no es casual, que la Ley General de Electricidad, establezca que el mayor porcentaje de la energía generada en el sistema debe estar bajo contrato entre distribuidores y generadores, reduciendo los riesgos e incertidumbres y además reduciendo también que se produzca una especie de colusión de los generadores en el mercado spot, dada la naturaleza oligopolica del sector eléctrico, debido a lo pequeño de su tamaño, condición que hace que en la realidad, no exista una verdadera competencia en el sector de generación

Adicionalmente, los contratos, permiten a los agentes del sector, poder hacer la planificación del sistema (generación, transmisión, distribución), con una mayor certidumbre, reduciendo riesgos. Una reducción de riesgos, significa una reducción de costos

La regla normal y racional en una empresa comercial, es que utilice los recursos propios básicamente como capital de trabajo y los prestamos con entidades financieras, para financiar la mayor parte de las obras de capital e infraestructura. Visto así, el periodo de duración o   vigencia de los contratos entre generadores y distribuidores, es un elemento fundamental que poseen las empresas del sector eléctrico,  sobretodo las empresas de generación, cuando acuden al mercado de capitales a obtener recursos financieros, ya que a través de dichos contratos se puede proyectar con menores riesgos, el flujo de caja de dichas empresas a lo largo del periodo de duración de los contratos. Esto facilita la obtención de financiamientos a tasas de interés mas bajas ! que si no tuvieran contratos y aun plazo de repago de por lo menos igual al período de vigencia de los contratos entre generadores y distribuidores

Una empresa de generación que no posea contratos con las distribuidoras y que venda toda su energía en el mercado spot, es una empresa que esta sometida a mayores riesgos en la proyección de los ingresos a lo largo del tiempo y a la hora de acudir al mercado de capitales, ese mayor riesgo se reflejara o en una mayor tasa de interés en los financiamientos a que pueda acceder, o a un menor plazo de repago de los financiamientos o a tener que entregar a las entidades financieras, garantías colaterales mayores para poder hacer viable el financiamiento solicitado

Un efecto de la estabilidad económica y financiera que el Acuerdo de Madrid brindo al sector eléctrico, esta en el hecho que inmediatamente a raíz de la firma del mismo, las empresas distribuidoras (Edenorte, Edesur y Edeeeste), recibieron una inyección de recursos económicos importantes (mas de US$100 millones para Edenorte y Edesur   y alrededor de US$100 millones para Edeeste), de parte de sus casas matrices (Unión Fenosa y AES), ya que dichas empresas se encontraban totalmente descapitalizadas a tan solo un año del inicio del mercado eléctrico bajo la modalidad establecida en el proceso de la capitalización.

Adicionalmente, el Acuerdo de Madrid facilito los recursos financieros que hicieron viable la instalación de la planta AES Andrés a gas natural, con una capacidad de      300 Mw., la conversión de 230 Mw. de las turbinas de gas de Los Mina (V y VI) de Fuel Oil No.2 a gas natural, la conversión de Fuel Oil No.6 a carbón de las Itabo (I y II), con 125 Mw. de capacidad instalada cada una, la terminación de la planta Barahona Carbón, con capacidad de 54 Mw. y la instalación de La Sultana del Este con 150 Mw. Todas estas plantas, necesitaban de un horizonte de estabilidad económica y financiera en los flujos de caja de las empresas, superior al que brindaban los contratos de la capitalización

Un dato interesante a  analizar es la duración de los contratos IPP que tiene la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) con Smith and Enron y Cogentrix, ambas plantas del tipo ciclo combinado, la primera con capacidad de 185 Mw., operando el ciclo simple o turbina con Fuel Oil No.2 y la caldera de recuperación de calor con Fuel Oil No.6 y la segunda con 300 Mw., operando con Fuel Oil No.2 El contrato de Smith and Enron tiene una duración de veintidós (22) años (firmado en el 26 de Julio del 1993, con terminación en Enero del 2015) y el Cogentrix con una duración de veintidós (22) años también (firmado el 18 de septiembre del 1998, con terminación en Septiembre del 2020). Otro hecho a destacar, es que la oferta original de la Westmont a la CDEEE para la instalación de las! plantas de carbón bajo la modalidad de un contrato del tipo IPP, era a  un plazo de veinte (20) años y los documentos de licitación para la instalación de las plantas de carbón convocado por la CDEEE, también establece veinte (20) años como el periodo de duración del contrato

La duración del contrato de compra y venta y energía entre generadores y distribuidoras, es un elemento determinante para que un inversionista privado decida el tipo de plantas a instalar Si el contrato es de cinco (5) años o menos, inducirá a la instalación de plantas de generación de bajo costo inicial de instalación, menor  tiempo de construcción y menor período para la recuperación de la inversión,  como lo son las plantas a base de motores de baja revolución. En cambio, contratos de largo plazo (mas de quince (15) años), inducirán a los inversionistas a la instalación de plantas de alto costo de capital inicial, mayor periodo de fabricación y de mayor período para la recuperación de la inversión, como son las plantas de carbón. Adicionalmente, los contratos de larga duración, brinda una mayor posibilidad a que nuevos actores o inversionistas se animen a participar en el mercado de generación, por la estabilidad y seguridad que dichos contratos brindan

El mecanismo de licitación de nuevas capacidades de generación contemplado en la Ley General de Electricidad, permite enviar una señal clara a los inversionistas, sobre el tipo de planta que se entiende deben ser instaladas en la Republica Dominicana Contratos de corta duración, atraerán inversionistas con plantas de generación de bajo costo inicial como y menor tiempo de fabricación, como lo son las plantas a base de motores de baja revolución, con propensión a mantener los mismos actores vigentes en el mercado eléctrico, limitando la participación de nuevos inversionistas. En cambio, contratos de larga duración,  favorecen la instalación de plantas de alto costo inicial de capital y mayor tiempo de fabricación, como son las plantas de carbón, pero que producen electricidad a un menor costo que! las plantas de menor costo inicial de instalación, estimulando y promoviendo además, que nuevos actores e inversionistas se sientan atraídos a invertir en el sector de generación

La duración de los contratos que se liciten para la instalación de nuevas capacidades de generación al amparo de la Ley General de Electricidad, será la señal que se enviara a los inversionistas sobre el tipo de plantas que se quiere se instalen en la República Dominicana

 

Saludos

 

Bernardo

Re: Artículo Sobre Demand Response Part 5

 

The following is already published on the EnergyPulse website, under the Article of Demand Response.
 

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

Re: Artículo Sobre Demand Response Part 4

DR1: "No Way Out," says Segura, but the GMH says There Is Way.

Santo Domingo, October 25th, 2005

 

Ing. Rhadamés Segura

Executive Vicepresident of CDEEE

Secretary of State

 

Dear Mr. Secretary,

 

I have read with great interest your declarations on DR1. Contrary to most people, I firmly believe there is way out. But the way out is not with a symptomatic solution, but with a fundamental solution. All the difficulties experienced in the power sector are similar, although slower, to those of the banking industry.

 

To find the way out you need to understand that the electricity business is under a systemic crisis. To get out the crises, there is a need to find the undelying causes. The GMH has a hypotheses of where the leverage is to turn the vicious circles into virtous circles. That hypotheses will lead to a vision of a very simple environment, where retailers replace the distributor and the regulator on the price negotiation with customers, completing a market where risk are managed and distributed properly among generators, retailers and customers.

 

While the banking crisis is being treated as a systemic crisis, the electricity crisis is being treated otherwise. The reason is that the multilaterals have not dealt before with such an animal. The Dominican Republic power sector case is the precedent. The GMH is prepared to issue a white paper to demonstrated, but is lacking financing to confirm the hypotheses. With a real understanding of the crisis, a renegotiation with the multilaterals will make available the funds required to transform the power sector into a very robust environment.

 

President Fernández need to do what Franklin Delano Roosevelt did on the systemic crisis of the Great Depression. He needs to listen to sound advise of electricity and business profesionals to get a strong grasp of the systemic crisis. Underneath the systemic crisis there is a great opportunities write the first chapter of trully working power sectors, where risk management is mitigates efficiently all kinds of externals schocks. We have not doubt that there is a way, which will help to attract investments, decrease operating costs of businesses, create new jobs, lead to the development of the country, reverse brain drain, and most of all take the power sector out of the No Profit Zone.

 

Best Regards,

 

José Antonio Vanderhorst Silverio, PhD

Interdependent Consultant on Electricity

 

 

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

Muchas gracias Armando por tu colaboración en Re: Artículo Sobre Demand Response Part 3.

 

Saludos,

 

José Antonio

---------- 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.
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.

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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.

Renegociación de los Contratos. José Luis Moreno San Juan

Al Centro del Dialogue:

Dice el libro de los Proverbios que "donde no hay visión, la gente perece." Es por eso que el GMH insiste en sugerir que como tarea previa a la renegociacón de los contratos se acuerde una visión. Mejor aun, se inicie La Tarea Pendiente para realizar un consenso que sea válido. Es necesario reducir la extraordinaria destrucción de valor que aqueja a la infraestructura eléctrica de la República Dominicana. Esa destrucción de valor consiste en los costos de desabastecimiento de corto y largo plazo en compra de plantas, inversores, baterías, gasolina, gasoil, reparaciones y mantenimiento de todo tipo, gasto de salud por la contaminación, tiempo perdido y baja productividad, alimentos y materiales dañados, etc., etc.

Moreno San Juan dejó bien claro que sugiere cambiar del Escenario Modelo Mental (EMM)Capitalización a otro EMM. Él se siente muy bien con el EMM CDE(EE). El GMH sugiere EMM Orientación al Cliente. Moreno captó la idea de ofrecer tarifas diferenciadas a los clientes según las horas de servicio. No obstante, el tema no pudo desarrollarse más porque el objetivo de la reunón era otro.

Como podrán comprobar en el punto 3 y otros posteriores Bernardo insiste (con buenas intenciones) en devolver el reloj con otro ejercicio intelectual. Sin embargo, de no haberse accedido a negociar Madrid, pudo muy bien adelantarse otra solución sintomática como la administración de la demanda. Asignar montos sacados de la manga podría ser muy oneroso para el país. El curso aletorio de las malas decisiones no se puede deshacer. Lo más importante en este momento es saber para donde es que debemos ir, para saber como saldremos del proceso de colapso a que está sometido la industria eléctrica.

El GMH sugiere que consideremos los 5 principios de la CAEM para orientarnos hacia el desarrollo de un mercado eléctrico competitivo que elimine el monopolio. 1) Libertad y elección; 2) Decisiones económicas racionales; 3) Innovación en productos y servicios; 4) Modernización y despliegue de tecnología; Medio ambiente. Aprovechemos las grandes oportunidades latentes para servir las verdaderas necesidades de los clientes.

José Antonio Vanderhorst Silverio, PhD

On 10/25/05, Bernardo Castellanos <mailto:bacm25@yahoo.com> wrote:

Estimados Todos

De la interesante presentación de José Luís Moreno San Juan y las discusiones que se originaron, quisiéramos destacar los siguientes aspectos

1. 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.
2. 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.
3. 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
4. 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
5. 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
6. 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
7. 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
8. 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
9. 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

 

Siempre a tus órdenes Luis,

 

Atentamente,

 

José Antonio

 

On 10/26/05, Luis H. Arthur < luarthur@verizon.net.do> wrote:

.

Muchas gracias......Luis

 

xx

 

Herrera "NO se Opone," sino que Condiciona y Sugiere que no Sean a Centrales a Carbón IPP

 

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José Antonio Vanderhorst-Silverio, PhD
Interdependent Consultant on Electricity
BS ´68, MS ´71 & PhD ´72, all from Cornell University
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Herrera "NO se Opone," sino que Condiciona y Sugiere que no Sean a Centrales a Carbón IPP

 

De acuerdo señor. Hago el desmentido de una vez.

 

El GMH cree que no solo Herrera, sino todos los consumidores, deberían oponerse a una central IPP. No obstante, como ustedes lo reclaman admito inmediatamente el error de "desinformar". 

 

Ahora bien, el GMH insiste en que el riesgo mayor de centrales grandes, ubicadas en lugares apartados, con grandes inversiones en transmisión y con gran incertidumbre en el pronóstico de la demanda, mantendrán altos costo de inversión, operación, mantenimiento y desabastecimiento a la economía dominicana y a los consumidores que son obligados a subsidiar en energía y seguridad de suministros a los demás. Es preciso desarrollar una visión compartida acorde con el futuro de la industria eléctrica internacional. En este sentido estoy preparando una respuesta al artículo de EnergyPulse como se puede ver en mi solicitud a Armando (abierta también a cualquier colaborador interesado en el bienestar de la RD) en la notas Re: Artículo Sobre Demand Response Part 3 y la Part 2 que refiere.

 

Saludos,

 

José Antonio

 

On 10/26/05, Luis H. Arthur < luarthur@verizon.net.do> wrote:

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...  Luis

 

xx

 

Herrera se Opone a Centrales a Carbón IPP

Re: Artículo Sobre Demand Response Part 3

 

Hola Armando,

 

Pienso agregar en algún sitio (quizás en la introducción) estas ideas a lo anteriormente enviado.

 

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 tradicional "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). Because of its fine grane nature DR can help mitigate delays (intended or not) of lumpy investments in generation, transmission and distribution .

 

Gracias y saludos,

 

JAVS

Re: Artículo Sobre Demand Response Part 2

Re: Artículo Sobre Demand Response Part 2

Estimado Armando,

 

Revisa por favor estos párrafos contra el artículo que me enviastes y si tienes alguna duda lánzala. Es la respuesta que estoy preparando. Creo que me has brindado una magnifica oportunidad y por eso quiero responderlo.

 

Gracias,

 

José Antonio

 

Contrary to the belief expressed on the November 2004 Issue of the IEEE Spectrum, under the theme of "Wright 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 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 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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Re: Artículo Sobre Demand Response

 

Dialoguemos: El Mito de la Capacidad Instalada de Generación

Al Centro del Dialogue:

 

Hay que pensar de forma probabilística y no deterministica. La capacidad instalada para un sistema adaptado (sin unidades sobredimensionadas) que ofrezca calidad comercial para la República Dominicana podría llegar hasta dos veces la demanda máxima. Esos serían los resultados de simulaciones probabilísticas y no de cálculos determinísticos.

 

Esa es la forma de evitar rachas de apagones de tiempo en tiempo cuando coinciden salidas de unidades grandes con unidades grandes en mantenimiento, lo cual sería superior a 10% del tiempo en el sistema actual si no hubiera administración de la demanda. Es necesario tomar en cuenta las tasas de salida forzada de las unidades para llegar a una conclusión satisfactoria y que también tome en cuenta que se debe compensar a los clientes. Hablar de la capacidad instalada solamente nos lleva a crear uno mito.

 

La referrencia al planteamiento de interconectar a los sistemas aislados es equivocada e inviable. El GMH ha propuesto reintegrar el sistema interconectado a mediano plazo. Pero antes de poder hacerlo, hay que operar el SENI en Estado Normal y con mejor confiabilidad que la que tienen los sistemas aislados. Es realmente un cambio de paradigma lo que se necesita introduciendo primero la Respuesta de la Demanda en un mercado totalmente liberado que permita operar con mejor confiabilidad que CEPM, Romana, etc. Mientras más grande es un sistema más económica es la posibilidad de operarlo para ofrecer calidad comercial. Sin embargo, es necesario generar credibilidad primero con una operación totalmente profesional, sacando la política de los negocios de electricidad. A eso me refiero cuando sugiero que debemos cambiar el "sistema."

 

El creador de la Dinámica de Sistemas, Profesor Jay Forrester de MIT, explica que los pronósticos son una perdera de tiempo: " The attempt to forecast future economic behavior is often taken as the proper and maybe the only important test of an economic model. The ability of a model to forecast future conditions is sometimes described as the gold standard for model evaluation. But seldom in the economic literature is there any claim that a model forecast is better than a naïve forecast of simply extrapolating from the recent past. Actually, I believe that attempts to forecast future conditions is a losing game and has been a diversion that has carried economists away from far more productive work."

 

Los ciclos políticos de entrada de generación siempre han correspondido a promesas de campaña. Ninguno de los pronósticos de demanda son certeros y en la industria eléctrica este problema se denomina "boom-bust," para significar que se va de excesos a defectos. A eso se refería Armando anteriormente cuando decía "que los apagones arrecian...". Con Respuesta de la Demanda los errores de pronósticos no son tan importantes, porque lo que anteriormente eran rachas de apagones se mitigan con ese medio para racionar racionalmente.

 

Esto pretende aclarar la estrategia que propone el GMH a corto, mediano y largo plazo.

 

José Antonio Vanderhorst Silverio, PhD

 

 

On 10/24/05, Bernardo Castellanos <bacm25@yahoo.com> wrote:

Estimados Todos

 

Es 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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José Antonio Vanderhorst-Silverio, PhD
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Re: Artículo sobre Demand Response

Gracias Armando,

 

Acabo de leer un artículo publicado en Energy Pulse titulado The Business Case for Demand Response que también me remite Armando. Está escrito desde la perspectiva de la cadena de valor equivocada y por eso encuentra muchas dificultades para justificar la inversión por medio del proceso tarifario para distribuidoras-comercializadoras. Al simplificar la cadena de valor, los interesados principales son tres: generador, detallista y cliente, También la gran mayoría de las empresas americanas de distribución se alimentan de parques de generacíón con capacidad de reservas para garantizar un servicio de calidad comercial. Por eso, la penetración del DR será mucho más pausada en muchos sistema amercanos.

 

Saludos,

 

José Antonio

On 10/24/05, Armando Rodriguez <ARodriguez@seaboardpower.com.do> wrote:

http://www.energypulse.net

Dialogue: Reunión Comisión Tecnología Ampliada: Agenda 25 Octubre

Recordamos a los distinguidos funcionarios y líderes del sector eléctrico que están también convocados a la Reunión de mañana a las 6 p.m..

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 

 

Re: Sector Eléctrico en Acción. Reflexión Parte 1

Al Centro del Dialogue:

 

Sugiero combinar la nota Estrategia y Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico con este tema. Para saber el futuro de los próximos 4 ó 5 años podemos desarrollar una visión compartida a largo plazo. Es por eso mismo que sugería La Mejor Renegociación de los Contratos, que dejando fuera el primer párrafo, editar el segundo y dejando tal cual el tercero diría así:

 

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.

 

Creo oportuno volver a repetir lo expresado anteriormente, ahora que estamos empezando ponernos de acuerdo. Decía que debemos considerar seriamente las conclusiones de la nota La Nueva Cadena de Valor es Totalmente Relevante Parte 1. En fin, debemos regoger e integrar las conversaciones que hemos desarrollado para acoplar la visión compartida de hacia donde es que vamos. En tal sentido ya hice un Intento de Construir una Visión. En el momento que la desarrollemos se sabrá claramente que debemos esperan a los próximos 4 ó 5 años.

 

Saludos,

 

José Antonio

---------- 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 reflexion es un llamado a la accion, ya que el cruzarnos de brazos solo contribuiria a que el panorama sea peor

 

Bernardo

"Luis H. Arthur" <luarthur@verizon.net.do > escribió:

 

 

La cosa se ve fea, pero mas fea se vería si no se hace nada.....Luis

 

xx