CONEXIONES
Las Barcazas De Azua, Boca Chica, Reserva Fría
La sociedad debe estar preparada para el casi seguro tablazo, asociado a la casi segura demanda judicial en arbitraje internacional, a que el país será sometido por el tema de las barcazas.
BARCAZA O CENTRAL EN TIERRA FIRME.
Las barcazas y una central de generación instalada en tierra firme, desde el punto de vista tecnológico y de eficiencia de generación, es la misma cosa. La única diferencia es el lugar de instalación. Mientras la barcaza se instala en el mar o río, la otra se instala en tierra firme.
Estrella del Mar III la última barcaza de Seaboard, es la central térmica de generación más eficiente con que cuenta el sistema eléctrico nacional. La otra barcaza de Seaboard, Estrella del Mar II, opera con gas natural y/o Búnker C o HFO, siendo esta barcaza, el mismo tipo de central que las centrales Quisqueya I, II y Los Orígenes, instaladas en San Pedro de Macorís, en las inmediaciones del rio Higuamo.
RESERVA FRÍA.
En un sistema eléctrico, la reserva fría se refiere a centrales de generación térmicas que la mayor parte del tiempo están apagadas y solo entran a generar en los casos de emergencia, como son mantenimientos y/o averías de las grandes centrales de generación térmica del sistema.
Generalmente la reserva fría en un sistema eléctrico, está constituida por centrales térmicas existentes que han sido desplazadas por la entrada de nuevas unidades de generación más eficientes. Estas centrales térmicas desplazadas, prácticamente han sido amortizadas en cuanto a los costos de inversión y utilidades esperadas.
Desde el punto de vista económico y financiero, no es recomendable, ni aconsejable, ni se acostumbra, contratar una central nueva como reserva fría de un sistema eléctrico y mucho menos que esa central sea a base de la tecnología más ineficiente para generar electricidad (turbina simple o abierta) y/o con el combustible más caro para producir electricidad (diésel).
La reserva fría de un sistema eléctrico, desde el punto de vista económico y financiero, se constituye de centrales que han sido amortizadas en su totalidad o casi en su totalidad, existentes o contratadas para esos fines, para de esa manera poder reducir significativamente el pago por capacidad o potencia, haciendo que dicho pago, se sitúe en un orden de magnitud similar al pago por capacidad o potencia del mercado spot. Además, no es razonable ni económica y financieramente atractivo, que el combustible de la reserva fría, sea el diésel, el más caro que existe para generar electricidad.
BOCA CHICA: UNA MALA DECISIÓN.
Las unidades de generación que se están instalando en Boca Chica, son más ineficientes que las barcazas que se encuentran instaladas en la Republica Dominicana y que las barcazas propuestas para instalarse en Azua, pues esas unidades son turbinas de ciclo simple o abiertas y si bien es cierto pueden operar a gas natural, inicialmente y durante mucho tiempo debido a la ausencia de suministro de gas natural, operaran solo con diésel, el cual es el combustible más caro que existe para producir electricidad. Por estas razones, tecnología más ineficiente y combustible más caro para generar electricidad, dichas unidades estarán apagadas la mayor parte del tiempo y solo generarán electricidad en situaciones de emergencia, como la salida de grandes unidades térmicas, por avería o mantenimiento.
Las turbinas de Boca Chica abiertas o de ciclo simple, aun operando a gas natural, producen electricidad a un precio más caro que las barcazas operando con HFO o Búnker C.
En el país, tenemos la experiencia de la central termoeléctrica San Lorenzo de unos 32 Mw, la cual es una turbina simple abierta, que opera a gas natural y que debido a sus altos costos de generación, prácticamente nunca es despachada y solamente genera electricidad, en casos de emergencia, como la salida de importantes centrales térmicas de generación para fines de mantenimiento o por avería.
Consideramos que la selección de las turbinas de Boca Chica, ha sido una mala decisión por parte del Comité de Licitaciones encabezado y presidido por el Ministro de Energía y Minas, a la sazón también, presidente del Consejo Unificado de las Distribuidoras y por el entonces, Vicepresidente Ejecutivo del Consejo Unificado de las Distribuidoras, a la sazón también, Administrador de Edeeste y hoy Superintendente de Electricidad, pues prendidas o apagadas, habrá que pagarles mensualmente alrededor de 4.6 millones de dólares, unos cincuenta y cinco (55) millones de dólares anuales, equivalentes a unos ciento sesenta y cinco (165) millones de dólares en tres (3) años, que es la duración inicial del contrato de venta de potencia y energía (power purchase agreement (PPA)), firmado por el Consejo Unificado de las Distribuidoras, en representación de las distribuidoras, a finales de agosto del 2022.
Las barcazas, que poseen la posibilidad de operar con HFO o Bunker C y/o gas natural, es una mejor solución técnica y más eficiente que las turbinas simples abiertas que se están instalando en Boca Chica, ya que las barcazas, por su costo variable de despacho, son despachables prácticamente 24/7, mientras que la central de Boca Chica, por su alto costo variable de despacho, solo serán despachables en situaciones de emergencia, como la salida por mantenimiento o avería de una de las grandes centrales térmicas de generación térmica del sistema (Punta Catalina, AES Andrés, Los Minas, Energas (Cogentrix), etc.).
Debido a la opacidad, torpeza y mal manejo, sobre todo por parte del Ministerio de Energía y Minas, la instalación de las barcazas, cuya energía el país necesita urgentemente y esa necesidad no está en discusión, corren un altísimo riesgo y peligro de fracasar.
¿POR QUÉ BOCA CHICA O AZUA?
Inicialmente las barcazas se instalarían en Boca Chica y ante las protestas de los lugareños, comunidad y establecimientos turísticos, se trasladaron a Azua.
¿Por qué inicialmente se eligió Boca Chica y luego Azua? Para aprovechar las facilidades existentes de los muelles construidos en esas localidades, lo que facilita la instalación de las barcazas y reduce costos.
De no poderse instalar en Azua, como todo luce indicar, por la fuerte oposición de la comunidad, las autoridades y los promotores de las barcazas, están obligados a localizar otro lugar que tenga en la actualidad, las facilidades construidas de un muelle que permita la instalación de las barcazas de manera inmediata, ya que de no existir otro lugar que posea la infraestructura de muelle existente que permita la instalación inmediata de las barcazas, como sucede en Boca Chica y Azua, se tendría que construir toda la infraestructura de obras civiles, para la instalación de las barcazas, lo que incrementaría de manera importante, el costo y en consecuencia, el precio de venta de la energía, ya que se hace evidente y obvio, que los promotores de las barcazas, asumieron en su oferta económica, la existencia de las obras civiles de un muelle donde dichas barcazas pudrían instalase inmediatamente, sin mayores dificultades, ni costos adicionales.
400 MW DE GENERACIÓN TÉRMICA A SER INSTALADOS ENTRE JUNIO Y OCTUBRE 2022.
Los funcionarios del sector eléctrico pusieron al presidente de la Republica a declarar, que entre junio y septiembre del 2022, comenzarían a entrar paulatina y gradualmente, nueva generación térmica al sistema eléctrico, hasta completar en septiembre, la instalación de unos 400 Mw. Estamos a mediados de noviembre y es la fecha en que todavía no se ha instalado un solo vatio de los 400 prometidos y no se sabe, cuando entrarían los primeros vatios a generar electricidad y mucho menos, cuándo se podrán completar los famosos 400 Mw, ya que el tema de las barcazas está en el aire y en el limbo.
INFORME DEL ORGANISMO COORDINADOR (OC).
En fecha octubre 7 2022, el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC), publica el informe “INFORME ANÁLISIS IMPACTO INTERCONEXIÓN KARPOWERSHIP EN FLUJOS DE POTENCIA ÁREA SUR, OC-GO-08-IAKFP-20221007-V0”,(ver archivo adjunto), en donde se señala lo siguiente:
6.2.1 Aumento de la congestión en el área Sur
Como se puede observar en la gráfica siguiente, aproximadamente el 45% del tiempo ocurriría congestión en la red de transmisión del área sur, en especial en las horas de luz solar.
6.2.2 Aumento en la limitación de la generación renovable e hidroeléctrica en el área sur
Como se puede observar en la gráfica anterior, debido a la congestión en la red de transmisión, si se instala más generación en área sur sin la expansión en la red, se tendría que limitar generación de bajo costo en varios periodos del día (llegando incluso a los 70 MW de limitación).
Estas limitacionesen la generación renovable e hidroeléctrica podrían alcanzar los 8.5 GWh mensuales.
6.2.3 Aumento en el costo operativo y de la energía a costo marginal
Tal como se venido observado en las secciones anteriores, de instalarse nueva generación en el área sur sin expandir la red de transmisión en dicha área, la congestión en la red de transmisión limitaría la generación de bajo costo en el SENI y, por lo tanto, provocará un sobrecosto operativo e incrementará el costo de la energía a costo marginal.
Como puede observarse en las gráficas anteriores, se produciría un sobrecosto operativo en 47 millones de pesos, y un incremento en el costo de la energía a costo marginal de 167 millones de pesos, para un total de 207 millones de pesos de sobrecostos al mes aproximadamente.
- CONCLUSIONES
Se evidencia que, con la condición actual de red y la matriz de generación existente en condiciones normales, no es posible despachar toda la generación disponible en el área sur.
En el escenario 1, donde se simula el escenario representativo para horas de demanda máxima, las cargas que manejaban las líneas no alcanzaron a superar el 110% de su capacidad nominal, pero al aplicar el criterio de seguridad n-1 se determinó que se debe limitar la generación en aproximadamente 158 MW.
Para el escenario de demanda media, considerando los parques fotovoltaicos actuales, se obtienen porcentaje de cargabilidad que exceden los límites térmicos de las líneas de transmisión y los criterios seguridad de la operación una vez se considera el despacho de Karpowership. Al analizar el criterio de seguridad n-1 los resultados arrojaron que se requiere limitar la generación en aproximadamente 263 MW.
El tercer escenario, que contempla toda la generación renovable existente más los parques fotovoltaicos con concesión definitiva y que se encuentran en proceso de construcción, presenta lo mismo que los escenarios anteriores, pero más agravado; al punto de presentarse un 167.2% de sobrecarga en una de las líneas, mientras se analizaba condición de operación normal. Ante un escenario donde se requiera el despacho masivo de centrales de generación pertenecientes al área sur, se debe tener presente no considerar toda la generación instalada como generación disponible.
Durante el periodo de pruebas otorgado por la resolución SIE-061-2015-MEM (lo cual podría durar varios meses, según lo observado con otras centrales térmicas durante su proceso de ingreso al SENI, siempre han requerido más de 130 días laborables (al menos 6 meses) para completar los requerimientos de la resolución SIE-061-2015-MEM para la puesta en servicio y operación comercial), las centrales de Karpowership se despacharían fuera del orden del mérito establecido en los artículos 202 y 212 del RALGE 125-01, por lo tanto, provocarían congestiones de red (el 45% del tiempo) que limitarían la generación de menor costo en el área sur (alrededor de 8.5 GWh por mes), lo cual se traduce en un sobrecosto operativo de 47 millones de pesos y un incremento en el costo de la energía a costo marginal de 167 millones de pesos, para un total de 207 millones de pesos de sobrecostos al mes aproximadamente.
Una vez se encuentre en operación comercial las centrales de Karpowership, atendiendo a que las energías renovables tienen prioridad en el despacho, las centrales térmicas e hidroeléctricas serían las afectadas al limitar la generación en esta área. La selección del área sur como punto de inyección para Karpowership 1 y Karpowership 2, no cumple con la intención de brindar mayor confiabilidad al abastecimiento del sistema, sino que más bien contribuye a agravar el problema de congestión que se presenta en esta zona.
Según los resultados, se verifica que en caso de que el SENI requiera la potencia de las centrales Karpowership 1 y Karpowership 2 para el abastecimiento de la demanda, se tendrán escenarios en los que no se pueda contar con toda la generación disponible en la zona, debido a problemas de congestión en el área sur.
- RECOMENDACIONES
- La ETED debe priorizar la construcción de líneas contempladas en el plan de expansión para la zona sur.
- Evaluar alternativas para el punto de interconexión de las nuevas centrales térmicas Karpowership 1 y Karpowership 2.”
EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA DOMINICANA (ETED).
La Empresa De Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), según reseña periodística (https://www.diariolibre.com/planeta/medioambiente/2022/11/03/sorpresa-en-proyecto-de-las-barcazas-de-azua/2128652), condicionó “el despacho de electricidad en ciertas horas del día, a fin de no afectar a las plantas de energía renovables que se encuentran en el área”, cuando en el referido reportaje periodístico se señala “Matamorros indicó que acatarán una carta de no objeción extendida por la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), que condicionaba el despacho de electricidad en ciertas horas del día, a fin de no afectar a las plantas de energía renovables que se encuentran en el área.”
INSÓLITO.
¿Como es posible que el Comité de licitaciones encabezado por el Ministro de Energía y Minas, a la sazón también, presidente del Consejo Unificado de las Distribuidoras y por el entonces Vicepresidente Ejecutivo del Consejo Unificado de las Distribuidoras, a la sazón también, Administrador de Edeeste y hoy Superintendente de Electricidad, quienes por sus funciones en el sector eléctrico deberían estar al tanto de las limitaciones en las líneas de transmisión en la zona sur, hayan sido capaces de adjudicar la instalación de una central de generación en Azua, que produciría los trastornos señalados por el Organismo Coordinador en su informe?
¿Como es posible que los funcionarios del sector eléctrico, sigan insistiendo en instalar las barcazas en Azua, pese a la oposición radical de la comunidad y a las limitaciones en las líneas de transmisión en la zona sur, como señala el Organismo Coordinador y la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) (https://www.diariolibre.com/actualidad/nacional/2022/11/11/autoridades-insisten-en-proyecto-de-barcaza-en-azua/2136896), sobre todo, cuando el propio Ministro de Energía y Minas, ha declarado públicamente, la existencia de otros lugares donde las barcazas podrían instalarse? ¿Por qué segur perdiendo el tiempo en Azua y no actuar con celeridad, de manera rápida y diligente, para que las barcazas se instalen en uno de los lugares que el Ministro de Energía y Minas ha declarado que existen?
RIESGO DE DEMANDA ARBITRAL INTERNACIONAL.
Como las barcazas tienen contrato de suministro de energía (PPA) firmado a finales del agosto del 2022, con el Consejo Unificado de las Distribuidoras, en representación de esas empresas, ante la posibilidad de que dichas barcazas no puedan ser instaladas en ningún lugar del país, corremos el riesgo de una casi segura demanda en arbitraje internacional, ya que según los promotores de las barcazas, el lugar de Azua fue recomendado y/o seleccionado por los funcionarios del gobierno. La sociedad debe estar preparada para el casi seguro tablazo, asociado a la casi segura demanda judicial en arbitraje internacional, a que el país será sometido por el tema de las barcazas, en el caso de que dichas unidades de generación finalmente no puedan instalarse en el país y generar electricidad.
Dios nos coja confesados y comulgados. Confiamos en que Dios, conjuntamente con la Virgen de la Altagracia y la Virgen de las Mercedes, derramen todas sus bendiciones y protecciones sobre la Republica Dominicana, a fin de que no se produzca una demanda en arbitraje internacional contra el país.
https://acento.com.do/opinion/las-barcazas-de-azua-boca-chica-reserva-fria-9130217.html
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