Revista RD Energía 2019-2 by revistardenergia

LA REVISTA DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA EDICIÓN 2019-2

Capitalización del sector eléctrico: ¿Fracaso o éxito?

Las tres distribuidoras han invertido desde enero 2009 hasta el junio 2019, US$1,637.4 MM. El Estado dominicano ha recibido de la empresa EgeHaina US$800 millones en dividendos e impuestos.

04 Almacenamiento de energía, ¿por qué es necesario?

Potencial geotérmico de la República Dominicana

GIZ en la República Dominicana

CONTENIDO

LA REVISTA DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA

Edición 2019-2

12 DE PORTADA

Capitalización del sector eléctrico: ¿Fracaso o éxito?

04 AVANCES Almacenamiento de energía, ¿por qué es necesario?

Director General Ramón Moya Edición y Redacción Edward Veras Colaboradores en esta Edición Ricardo Guerrero

BIOGRAFIÍA James Clerk Maxwell

Diseño y Dirección de Arte SIMÉTRICA ESTUDIO GRÁFICO Fotografías Arlette Moya

TECNOLOGíA Potencial geotérmico de la República Dominicana

RD ENERGIA no es una publicación comercial, sino una contribución al sector empresarial. Los juicios y conceptos emitidos en esta publicación son responsabilidad de las fuentes y, por ende, no comprometen a RD ENERGIA o a las empresas auspiciantes de esta publicación. La revista es de distribución gratuita

18 TECNOLOGíA Biomasa

Ventas publicidad@nuvel.com.do

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ENTREVISTA GIZ en la República Dominicana

Dirección: Santo Domingo, República Dominicana Teléfono: 829-799-6692 E-mail: revistardenergia@nuvel.com.do www.revistardenergia.com

CARTA DEL

EDITOR

Punta Catalina y el 2020 EL NUEVO AÑO PRESENTA GRANDES RETOS PARA EL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA, SOBRE TODO EL SECTOR ELÉCTRICO. Esto debido a que el 2020 es un año electoral y no es un secreto que las inversiones en todas las áreas se reducen y porque habrá que tomar una decisión sobre la Central Termoeléctrica Punta Catalina. La decisión a tomar debe ser la que más aporte a la estabilidad y fortaleza del suministro de la energía eléctrica y que permita a Estado dominicano poder desprenderse de erogar los recursos que actualmente sede a este sector. Nosotros entendemos que la venta del 50% de las acciones de la Central Térmica Punta Catalina no es, necesariamente, incorrecta ni una traición a la patria, si dicha venta se hace en pro de un beneficio común a la sociedad dominicana. Esto puede lograrse con reglas claras, contratos públicos y logrando un apoyo de la mayoría del pueblo, ya que sin importar quien administre, esta inversión es de todos nosotros. Nuestra recomendación es dejar la propuesta de venta para el próximo gobierno y que sea este, con el consenso del sector privado, los expertos del área, los partidos políticos, etc, se haga la propuesta más rentable en el mediano y largo plazo, asegurando una recuperación de lo invertido en el menor tiempo posible, sin dejar de producir a un precio que impacte de manera positiva, para la sociedad, los costos del sector eléctrico.

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AVANCES SECTOR ENERGÍA

ecientemente el panorama eléctrico ha cambiado con una mayor utilización de energías renovables eólicas y solares. Aunque estas formas de generación son más sostenibles, tienen la importante dificultad de suministrar energía bajo demanda de forma fiable. Las instalaciones eólicas y solares generan energía solo de forma intermitente y con potencias muy variables. Cuando sopla el viento o el sol brilla, la energía sobrante debe ser almacenada para ponerla a disposición de la red cuando se produzcan condiciones de generación que no sean óptimas, o durante picos de demanda. Este requisito ha producido una mayor demanda de instalaciones de almacenamiento para el mejor funcionamiento de la red. Estos cambios fundamentales en la arquitectura y la capacidad de controlar la red hacen necesarias redes de transporte y distribución inteligentes y eficientes. Estas redes necesitan almacenar la energía en los lugares y momentos adecuados, para así poder adaptar la generación a la demanda y mantener la estabilidad de la red Desde los orígenes de la electricidad, allá por finales del siglo XIX, tanto los defensores de la corriente continua (liderados por Edison y la compañía General Electric) como los defensores de la corriente alterna (liderados por Tesla y la compañía Westinghouse), así como todos los ingenieros eléctricos que les han ido sucediendo en la historia,

Almacenamiento de energía, ¿por qué es necesario? El almacenamiento de energía no es en sí mismo un concepto nuevo. Ha sido un componente integral de los sistemas de generación, transporte y distribución de electricidad desde hace bastante más de un siglo. Tradicionalmente las necesidades de almacenamiento energético se han cubierto con el almacenamiento del combustible destinado a las centrales generadoras, y con los sistemas de bombeo hidráulicos.

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se han enfrentado a un mismo gran reto: la dificultad para almacenar la energía eléctrica. Y es que la electricidad es, en esencia, electrones en movimiento por lo que si se intenta almacenarlos, y por tanto se detienen, dejan de ser electricidad. De este modo, las leyes de la física nos han enseñado que la energía eléctrica solo se puede almacenar convirtiéndola en otro tipo de energía, bien sea mecánica, química o electromagnética. Estos tres caminos nos permiten clasificar en grupos las distintas tecnologías de almacenamiento que se han ido desarrollando a lo largo de los ya cerca de 150 años que tiene de vida la industria eléctrica. Estos son: 1. SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO MECÁNICO. ENTRE ELLOS DESTACAN: • Los sistemas de bombeo de agua, PHES, por sus siglas en inglés, en los que se eleva agua por bombeo a depósitos en altura durante unas horas al día, horas valle, y se turbina esa agua durante otras horas, pico. • Los sistemas de compresión de aire, CAES, también por sus siglas en inglés, con un funcionamiento similar al anterior pero manejando aire comprimido en lugar de agua e inyectándolo bien en recipientes a presión bien en cavernas subterráneas. • Los volantes de inercia, FESS, que almacenan la energía provocando el giro a velocidades muy elevadas de una masa rodante.

3. SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO QUÍMICO QUE COMPRENDEN PRINCIPALMENTE LAS TECNOLOGÍAS ASOCIADAS AL HIDRÓGENO, COMO VECTOR ENERGÉTICO FUNDAMENTAL, ASÍ COMO LAS DISTINTAS FAMILIAS DE BATERÍAS ENTRE LAS QUE SE PUEDEN DESTACAR: las baterías basadas en plomo, las baterías basadas en níquel, las baterías basadas en litio, las baterías de sulfuro de sodio, las baterías metal-aire, o las baterías de flujo cuyas distintas variantes están siendo muy investigadas en los últimos años. El estado de madurez de unas y otras tecnologías es muy diferente. Mientras que algunas como las instalaciones de bombeo se encuentran en una fase plenamente comercial desde hace tiempo y cuentan en la actualidad con más de 127 GW de potencia instalada a lo largo y ancho del planeta, otras apenas presentan alguna instalación experimental de demostración (algunos tipos de batería ni siquiera han salido todavía del laboratorio). Además, dadas las divergencias entre las potencias nominales y las capacidades energéticas que pueden presentar unas y otras, las aplicaciones para las que podrían estar pensadas también difieren en gran manera. Algunas tecnologías son más

aptas para aplicaciones que requieran mucha potencia para ser entregada en poco tiempo (FESS, SC, algunos modelos de baterías…) y en cambio otras se adaptan mejor a aplicaciones en las que la respuesta no deba ser tan instantánea ni tan contundente, pero sí prolongarse durante cierto tiempo (PHES, CAES, baterías de flujo…). EN GENERAL, LAS APLICACIONES O SERVICIOS QUE PUEDEN OFRECER LOS DISTINTOS SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA TAMBIÉN SE PUEDEN DIVIDIR EN TRES GRANDES GRUPOS: • Aplicaciones a nivel de generación y del sistema eléctrico. Estas aplicaciones están relacionadas, por un lado, con la capacidad de estos sistemas para facilitar un mayor nivel de penetración de las energías renovables (reduciendo la variabilidad de su producción, cosa que facilita su integración en la red) y, por otro lado, con su potencial para ofrecer servicios complementarios como sería colaborar en la regulación de la frecuencia del sistema eléctrico. Además, en este grupo cabe el denominado “energy arbitraje”, aplicación ya desarrollada por los sistemas de bombeo y que consiste en la compra

2.SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO ELECTROMAGNÉTICO ENTRE LOS QUE SE ENCUADRAN PRINCIPALMENTE DOS TECNOLOGÍAS: • El almacenamiento de energía magnética por superconducción, SMES, que como su nombre indica se basa en la generación de campos magnéticos para almacenar la energía. • Los supercondensadores, SC, que utilizan en este caso los campos eléctricos como medio de almacenar energía.

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SECTOR ENERGÍA de energía a gran escala cuando los precios de la energía son bajos para almacenarla y posteriormente venderla cuando los precios son altos. • Aplicaciones a nivel de transporte y distribución. Estas aplicaciones ayudan a las redes mejorando su factor de utilización, reduciendo la congestión de líneas y posponiendo la necesidad de nuevas ampliaciones del sistema de transporte. Además, juntamente con los generadores distribuidos, un sistema de almacenamiento distribuido puede colaborar a reducir las pérdidas en el sistema de transporte y distribución. • Aplicaciones a nivel de usuario. Estas aplicaciones pueden ayudar a garantizar una mejor calidad del suministro eléctrico a comercios, industrias y hogares, minimizando el riesgo de interrupciones de suministro. Además, pueden permitir al usuario gestionar su consumo de tal manera que este se produzca principalmente durante los periodos de tiempo en que el kWh sea más bajo (reduciendo el coste del término variable de energía consumida). Pero también, permitirían optimizar la curva de consumo del usuario reduciendo la potencia máxima necesaria al aportar energía en este momento y por tanto reducir el coste del término fijo de potencia contratada. Por tanto, ¿son las tecnologías de almacenamiento el futuro de la eficiencia energética? Parece que se puede concluir del listado de aplicaciones presentado que la eficiencia por sí misma no es la finalidad última de estos sistemas, pero sí que estos ayudan a mejorarla en el conjunto del sistema eléctrico El mercado de almacenamiento de energía ha llamado la atención al sector energético mundial, lo que lleva a un crecimiento considerable y abre el camino para la próxima revolución energética, dice la firma de análisis y datos GlobalData, en su último informe. El informe temático de GlobalData, “Investigación temática: Almacena-

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miento de energía”, destaca el escenario actual y las tendencias de los mercados emergentes en la industria mundial de almacenamiento de energía, y las compañías clave detrás del desarrollo de tres tecnologías de almacenamiento de energía: electroquímica, mecánica y térmica. El mercado de almacenamiento de energía es incipiente, pero de rápido crecimiento. La demanda de dispositivos del sistema de almacenamiento de energía (ESS) en el sector energético está aumentando rápidamente, particularmente después del aumento en la integración de energía renovable en las redes. La fuente de alimentación intermitente condujo a la demanda de almacenamiento de energía eléctrica y suministro durante los períodos de carga pico. Los dispositivos ESS pueden ayudar a hacer que la energía renovable, cuya potencia de salida no puede ser controlada por los operadores de la red, sea asequible y despachable. Sneha Susan Elias, analista senior de Energía en GlobalData, comenta:

“El sistema de almacenamiento de energía de batería (BESS) se considera una solución crucial para superar las limitaciones de intermitencia de las fuentes de energía renovables (RES). El mercado de almacenamiento de energía de baterías informó un desarrollo acumulado de 4,9 GW a finales de 2018 y se espera que alcance los 22,2 GW en 2023, liderado por EEUU, con un 24,7% de la capacidad mundial. Se espera que la implementación crezca, debido a que un gran número de países optan por la utilización del almacenamiento para respaldar la transformación de su sector eléctrico. “La expansión en la capacidad de fabricación de baterías y la disminución de los costos derivados de la industria de vehículos eléctricos (EV) están impulsando el crecimiento en los servicios de almacenamiento de energía y en los nuevos mercados. Esta caída en los precios de las baterías ha favorecido al mercado de almacenamiento en baterías y ha acelerado el despliegue de proyectos de almacenamiento de energía a nivel mundial…”

Los costes del almacenamiento de energía caen más rápido de lo esperado en todo el mundo y amenazan al gas natural La transición energética mundial se está produciendo mucho más rápido de lo que predijeron los modelos, según un informe publicado por el Instituto Rocky Mountain, gracias a las grandes inversiones realizadas en el sector tecnológico de las baterías avanzadas Las inversiones realizadas y planificadas suman un total de $ 150.000 millones hasta 2023, calcula RMI, el equivalente a 20 dólares por habitante del planeta. Solo en la primera mitad de 2019, las empresas de capital de riesgo contribuyeron con $ 1400 millones a las empresas de tecnología de almacenamiento de energía.

Las nuevas plantas de gas natural corren el riesgo de convertirse en activos varados (incapaces de competir con las energías renovables + almacenamiento antes de que hayan pagado su costo de capital), mientras que las plantas de gas natural existentes dejan de ser competitivas en 2021, predice RMI.

RMI analizó los cuatro principales mercados de almacenamiento de energía: China, EEUU, la Unión Europea e India, y encontró dos tendencias principales que se aplican a cada uno: 1) «Los mercados de movilidad están impulsando la demanda y la disminución de los costos», y 2)» el incipiente mercado de almacenamiento en red está a punto de despegar». Las renovables cuentan con un aliado que en los próximos años marcará un punto de inflexión respecto al resto de tecnologías, el almacenamiento. Según la revista Forbes, incluso en Estados Unidos, tierra del gas natural barato y abundante, el almacenamiento de energía eólica y solar se va a volver tan competitivo que construir nuevos activos de gas será una apuesta arriesgada. Esta tendencia se hará más pronunciada en los próximos cinco años a medida que los precios de la energía solar y el almacenamiento continúen cayendo mientras que los costes de una central de gas natural y de su combustible se van a mantener más o menos iguales. Por ejemplo, NextEra Energy pronostica unos costes sin ayudas para el almacenamiento de energía solar de unos 31-39 euros/MWh para 2023. Por el contrario, el Laboratorio Nacional de Energía Renovable de EEUU proyecta que los nuevos costes de generación de gas natural de ciclo combinado aumentarán,

llegando a 31-38 euros/MWh para 2023. Según datos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), se proyecta que la demanda mundial de gas natural aumentará más del 10% en los próximos cinco años, con China, India y el sudeste asiático representando la mayor parte de ese crecimiento. Para 2024, las importaciones de GNL de China se triplicarán en 2016, ya que se aleja del carbón para producir electricidad, para usarlo en calefacción urbana y en los procesos industriales, lo que lo convertirá en el principal importador mundial de GNL La energía solar y eólica son ahora la fuente más barata de nueva generación de energía en casi todas las economías importantes, según Bloomberg New Energy Finance. En China, por ejemplo, Bloomberg NEF pone el coste del alma-

cenamiento solar tan bajo como 58 euros/MWh y el almacenamiento más eólico tan bajo como 54 euros/MWh, mientras que el gas no baja a menos de 72 euros/MWh. Y Wood Mackenzie pronostica que para 2025 las energías renovables (con y sin almacenamiento) competirán en el precio con el gas por la energía de carga base. Para 2035, las energías renovables competirán con el carbón como el recurso más barato disponible. Existen tendencias similares en India, donde la energía solar ya es un 14% más barata que la nueva energía a carbón, que históricamente ha sido la fuente de energía más barata. Si se quiere invertir en nuevas infraestructuras gasistas, señala Wood Mackenzie, se deberá tener en cuenta que cambiará el modelo en tan solo cinco o, como mucho, diez años. Una investigación de un laboratorio del MIT dirigido por la investigadora Jessika Trancik, recién publicado en la revista Joule, indica que un precio de $20 por kilovatio hora en costos de capacidad energética es lo que llamaríamos tener un almacenamiento barato para que las energías renovables lleguen al 100 por ciento. Eso es alrededor de una caída del 90 por ciento de los costos actuales. Definitivamente el futuro energético esta amarrado a la renovables y esta a su vez al almacenamiento de la energía producida por esta vía.

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Biografía

James Clerk Maxwell James Clerk MAXWELL nació el 13 de junio de 1831 en Edimburgo (Escocia). Su familia pertenecía a la pequeña nobleza de terratenientes escoceses. Su padre, John Clerk Maxwell, se dedicó a la abogacía en Edimburgo y posteriormente pasó a encargarse de la administración de sus propiedades. John fue un hombre ávido de conocer los avances de la ciencia. Inculcó a su hijo el amor por la naturaleza y las ciencias. Un ejemplo de ello es que entre sus juguetes infantiles se encontraba un fenaquistiscopio, antepasado del cine, inventado por el belga Joseph Plateau. Al notar el indudable potencial del niño, su madre Francés se dedicó a la educación de éste al instruirlo desde su hogar, lo que era algo totalmente discordante para la época, ya que se acostumbraba a dejar recaer esta responsabilidad en las figuras masculinas. Para la edad de ocho años, Maxwell era capaz de recitar de memoria los largos textos del poeta inglés John Milton. Desarrolló un conocimiento extenso en las Sagradas Escrituras llegando a citar prácticamente cualquier cita y verso de todos los salmos que comprendían a éstas. James fue instruido en la finca familiar por un joven profesor que, con su agresividad, no logró motivarlo. Y a los 10 años James fue enviado a la Academia de Edimburgo, donde sus compañeros se mofaban de él por su acento rural y sus vestimentas estrafalarias. Cuatro años más tarde, sin embargo, recibía la medalla al mérito en matemáticas. Acompañando a su padre, y a partir de los 12 años, asistía con frecuencia a las reuniones en la Edinburgh Royal Society, que marcó su trayectoria. En 1845

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Con tan sólo dieciséis años ingresó en la Universidad de Edimburgo, y en 1850 pasó a la Universidad de Cambridge, donde deslumbró a todos con su extraordinaria capacidad para resolver problemas relacionados con la física.

escribió su primera ponencia científica, que ante su juventud tuvo que ser presentada a la Edinburgh Society por un profesor de la Universidad de Edimburgo. Describía un método para dibujar elipses y figuras con más de dos focos, cuyas propiedades explicaba de forma más sencilla que lo había hecho René Descartes dos siglos antes. La ponencia fue publicada por la Edinburgh Society lo que le valió para incorporarlo como miembro a sus 14 años. Dos años más tarde, ingresó en la Universidad de Edimburgo, mostrando un gran interés en la óptica y en la investigación del color, en particular en las propiedades de la luz polarizada. Demostró que la luz blanca se podía descomponer en tres colores fundamentales: rojo, verde y azul y elaboró la teoría del daltonismo. Completados tres cursos en la Universidad de Edimburgo, se matriculó en el Trinity College de la Universidad de Cambridge, graduándose en 1854, como número dos de su promoción. En su tránsito por la Universidad inglesa fue elegido miembro de la sociedad secreta estudiantil “Los Apóstoles de Cambridge” donde pudo desarrollar su concepción intelectual de la fe cristiana

Publicó dos artículos, clásicos dentro del estudio del electromagnetismo, y desarrolló una destacable labor tanto teórica como experimental en termodinámica; las relaciones de igualdad entre las distintas derivadas parciales de las funciones termodinámicas, denominadas relaciones de Maxwell, están presentes de ordinario en cualquier libro de texto de la especialidad.

En 1856 abandonó Cambridge tras haber aprobado a los 26 años las pruebas para acceder a una cátedra en el Marischal College de Aberdeen, donde los demás profesores le superaban en al menos 15 años. En 1857 el St Johns’s College de la Universidad de Cambridge convocó el premio Adams para la mejor investigación sobre los anillos de Saturno. Maxwell presentó un ensayo sobre el resultado de sus estudios a lo largo de dos años, descubriendo que los anillos de este planeta no eran ni sólidos ni fluidos, sino que estaban formados por

cuerpos minúsculos en órbita. Sus estudios sobre las características de los anillos de Saturno sentaron la base para sus posteriores investigaciones sobre la dinámica de los gases, su primera contribución relevante. Probó que la teoría nebular de la formación del Sistema Solar vigente en su época era errónea. Evidentemente obtuvo las £130 con que estaba dotado el Premio Adams 1857. En ese mismo año, hizo amistad con el Director del Marischal College, el reverendo Daniel Dewar, quien le presentó a su hija Katherine Mary Dewar, con quien James Clerk Maxwell se casaría el 2 de junio de 1858 en Aberdeeen. En 1860 el Marischal College y King’s College se unieron para fundar la Universidad de Aberdeen. Como había dos profesores para cada asignatura, Maxwell, a pesar de su prestigio, fue despedido. Optó a una cátedra en la Universidad de Edimburgo que no obtuvo, pero sí en el King’s College de Londres, a donde se trasladó tras superar la enfermedad de la viruela. En Londres acostumbró a asistir a las conferencias en la Royal Institution, donde conoció a Michael Faraday, unos 40 años mayor que Maxwell, lo que no fue óbice para establecer una estrecha relación entre los dos científicos. Es precisamente cuando Maxwell emprende nuevos estudios en el campo de la electricidad y las líneas de fuerza establecidas por Faraday, reduciendo a 20 ecuaciones diferenciales con 20 variables el conocimiento de la época, que publica en 1861 bajo el título de “Sobre las líneas de fuerza físicas”. En 1862 en una conferencia en el King’s College Maxwell explicó que la velocidad de propagación de un campo electromagnético es aproximadamente la velocidad de la luz, concluyendo que la luz es, por

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Biografía

tanto, un fenómeno electromagnético consistente en ondulaciones transversales del mismo tipo que causan los fenómenos eléctricos y magnéticos. Desarrollando estas ideas, mostró que las ecuaciones predicen la existencia de ondas de campos eléctricos y magnéticos oscilantes que viajan a través del espacio vacío a una velocidad de 310.740.000 metros por segundo. Maxwell determina también que la velocidad de propagación de un campo electromagnético es similar a la velocidad de la luz. En 1864, presentó en la Royal Society de Londres su “Teoría dinámica sobre el electromagnetismo” que simplifica y resume todas las leyes del electromagnetismo. Las ecuaciones de Maxwell son uno de los mayores logros de la Física en el siglo XIX, ya que sintetizan las interacciones electromagnéticas. También expuso que la luz representa una pequeña región del espectro electromagnético y sugería la posibilidad de generar ondas electromagnéticas en el laboratorio. Este hecho fue corroborado por Heinrich Hertz en 1887, ocho años después de la muerte de Maxwell, y supone el inicio de la era de la comunicación rápida a distancia. El trabajo de Maxwell sienta las bases para las investigaciones de Hertz y otros científicos para determinar la igualdad numérica de la velocidad de la luz en las unidades del sistema cegesimal y la relación de las unidades electromagnéticas con las electrostáticas. En 1865, Maxwell y su esposa, mientras realizaban un experimento, descubrieron que la viscosidad en un gas es independiente de la presión y proporcional a la temperatura. El descubrimiento probaba que el comportamiento de los gases es diferente al de los cuerpos sólidos. Las moléculas se repelían entre sí con una fuerza proporcional a la distancia que las separa elevada a la quinta potencia. La teoría de los gases establecía que un gas está formado por moléculas en continuo

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En el prefacio de su obra Treatise on Electricity and Magnetism (1873) declaró que su principal tarea consistía en justificar matemáticamente conceptos físicos descritos hasta ese momento de forma únicamente cualitativa, como las leyes de la inducción electromagnética y de los campos de fuerza, enunciadas por Michael Faraday.

movimiento y que chocan entre sí contra las paredes del recipiente. Esta teoría ya había sido estudiada anteriormente por científicos como Daniel Bernouilli, pero Maxwell y Boltzmann se centraron en

ella utilizando la estadística matemática y el cálculo de probabilidades. En 1866 ambos lograron describir la distribución de probabilidad de la velocidad de las partículas, formulando, independientemente de Ludwing Boltzmann, la teoría cinética de los gases y que hoy día es conocida como Teoría de Maxwell-Boltzmann. Maxwell demostró que la temperatura condicionaba la distribución de velocidades. Concluyó que el calor se almacena en el movimiento de las moléculas gaseosas. La teoría fue aplicable a fenómenos de difusión, viscosidad y conductividad térmica del gas. Maxwell formuló la expresión termodinámica que establece la relación entre la temperatura de un gas y la energía cinética de sus moléculas.

En 1868, propusieron a Maxwell ser el decano del United College en la Universidad de Saint Andrews, pero lo rechazó. Sin embargo, años más tarde, aceptó la cátedra Cavendish de Física Experimental en la Universidad de Cambridge. En 1874, creó su laboratorio en esta universidad, que con el paso del tiempo se convirtió en un templo para la formación de científicos. En 1873, en el período entre la renuncia de su puesto en Londres y la toma de posesión en Cavendish, y desde su finca de Glenair, Maxwell escribe un “Tratado sobre Electricidad y Magnetismo” donde aparecen sus cuatro famosas ecuaciones, simplificadas ocho años más tarde por Oliver Heaviside. En el prefacio de esta obra declara que su principal tarea consistía en justificar matemáticamente conceptos físicos descritos hasta ese momento de forma únicamente cualitativa, como las leyes de la inducción electromagnética y de los campos de fuerza, enunciadas por Michael Faraday. Con este objeto, Maxwell introduce el concepto de onda electromagnética y el conjunto de las cuatro ecuaciones diferenciales que descri-

En reconocimiento de su aportación a la ciencia llevan su nombre: •L a unidad de flujo magnético ‘maxwell’ (Mx) en el sistema CGS.• Los Montes Maxwell en Venus •E l Maxwell Gap en los anillos de Saturno. •E l telescopio James Clerk Maxwell, mayor del mundo en longitudes de onda submilimétricas. •E l James Clerk Maxwell Building de la Universidad de Edimburgo que aloja las Facultades de Matemáticas, Física y Meteorología. •E l James Clerk Maxwell Buildingdel campus de Waterloo en el King’s Collegede Londres, que aloja la cátedra de Física. •E l James Clerk Maxwell Centre de la Academia de Edimburgo.

ben y cuantifican los campos de fuerzas, en términos de espacio y tiempo, y que permiten una descripción matemática adecuada de la interacción entre electricidad y magnetismo. Se dice que el gran físico vienés Ludwig Boltzmann exclamó al leer las ecuaciones de Maxwell: “¿Fue un Dios quien trazó estos signos?”, usando las palabras de Goethe. Albert Einstein afirmaría que la teoría de la relatividad debe sus orígenes a las ecuaciones de Maxwell sobre los campos electromagnéticos. James Clerk Maxwell falleció el 5 de noviembre de 1879, a los 48 años, en Cambridge (Inglaterra), de cáncer de estómago, de la misma enfermedad y a la misma edad que su madre. En sus últimas semanas de vida Maxwell se encontraba sorprendentemente lúcido y consciente de su entorno. Fue enterrado cerca de la ciudad donde se crió, específicamente en Parton Kirk, cerca de Castle Douglas en Galloway. Su casa natal, hoy museo, es la sede de la Fundación James Clerk Maxwell.

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De Portada

Capitalización del sector eléctrico: ¿Fracaso o éxito? El Estado dominicano podría poner en venta el 50% de las acciones de la planta generadora Punta Catalina. Esto ha traído las más diversas opiniones y augurios al respecto. Todo en base a la experiencia que se tiene de la capitalización del sector eléctrico, de las cuales, las acciones de algunas empresas que estaban en manos privadas debieron ser compradas por el Estado, poniendo de relieve la incapacidad, hasta ese momento, del sector privado de resolver los problemas que estas tenían. El fracaso que hubo en este escenario no determina, necesariamente, ni debe invalidar los procesos de capitalización que pudieran venir en el futuro, ya porque son procesos separados y mucho más porque no todo el proceso de capitalización fracasó, una parte tuvo un revés indiscutible, pero otra si tuvo éxito y actualmente se obtienen beneficios de ella.

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B ien podemos decir que capitalizar tiene una gran cantidad de beneficios que, bajo un ambiente jurídico bien formulado, puede dar grandes frutos al cualquier Estado. Dentro de estos beneficios, podemos mencionar, la disminución del déficit del estatal con la transferencia y prestación de servicios por parte de empresas con capital privado, los ingresos del Estado serán previsiblemente mayores, en forma de impuestos. Las privatizaciones no suponen sólo un ingreso puntual al erario como fruto de la venta, efectivamente, las privatizaciones también reducen el déficit público al quedar eliminados los déficits operativos (subvenciones) que las empresas públicas con pérdidas suponen para las arcas del Estado. Si además, y tal como se ha demostrado, las empresas una vez privatizadas realizan una mejor gestión empresarial, se podrán cobrar mayores impuestos por los beneficios mayores que generan y sobre el valor añadido. Pero, además de ingresos fiscales directos, las privatizaciones generan ingresos indirectos ya que estimulan un flujo sostenido de riqueza suplementaria. La ley orgánica de la Secretaria de Estado de Industria y Comercio sustentaba el marco legal existente previo a la capitalización. CDE manejaba todo lo relacionado al sector energético, incluso la relación con el cliente. No existía un marco regulatorio formal para las relaciones entre suplidores y consumidores. No existían normas que establecieran un derecho del consumidor y mucho menos una obliga-

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De portada

La capitalización permitió la entrada y el fortalecimiento en el mercado eléctrico dominicano de varios jugadores

ción por parte del suplidor que en este caso era CDE. Fruto de estos escenarios se hacía necesaria una reforma al sector eléctrico, una participación de nuevos actores y por, sobre todo, inyección de capital para lograr cambios en la manera de hacer las cosas. El proceso de reforma de la empresa pública había empezado sin tener como propósito inicial la inyección de capital privado. Los trabajos se iniciaron con la redacción de un nuevo marco legal e institucional para la industria eléctrica sin poner énfasis en el proceso de inserción de capital en sí mismo. A final del año 1992 se contrataron los servicios de cuatro profesionales chilenos (un abogado, dos ingenieros y una economista) con la asistencia técnica del BID. Con dichos consultores se trabajó durante la primera mitad del 1993 y para inicios del tercer trimestre de 1993 ya se contaba con el primer borrador completo del anteproyecto de la ley general de electricidad. No fue hasta pasadas las elecciones del 1996, cuando Las negociaciones se llevaron a cabo en la PUCMM con la mediación de la iglesia católica. En lo concerniente al tema eléctrico se concluyó que era urgente llevar adelante el

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Algo que no se ha dicho en su justa medida, es el hecho de que la capitalización del 1998 tuvo dos escenarios diferentes, distribución junto con la comercialización y generación térmica.

proceso de privatización bajo algún esquema, debido a la grave crisis eléctrica en los años 1995 y 1996. En ese escenario es donde se decide que la estrategia de inserción del sector privado a la industria eléctrica de la Republica Dominicana se haría mediante un proceso de capitalización similar al que se realizó en Bolivia, ya que cuando se capitaliza una empresa no se enajena el activo, sino que se atraen nuevos capitales para reactivar la empresa manteniendo el activo original invariable en manos del mismo propietario estatal. De la capitalización surgieron tres empresas distribuidoras, todas de capital mixto y en cuanto a la generación, resultaron dos empresas de generación térmica de lo que anteriormente era la CDE térmica, ambas de capital mixto. Asimismo, las anteriores empresas generadoras privadas que tenían contratos con la CDE (los IPPs) siguieron operando como generadoras 100% de capital privado; algunas de ellas pasaron casi inmediatamente al mercado, otras pasaron al mercado con posterioridad. Tanto la empresa de transmisión eléctrica como la empresa de generación hidráulica conformadas como parte del esquema de la estructuración industrial que se definió para la capitalización, se mantienen 100% públicas. AES, que ya existía dentro del mercado eléctrico dominicano con una empresa generadora IPP (DPP-Los Minas), se convierte durante la capitalización en un jugador clave

al adquirir EDEESTE. luego, en el 2001 adquiere a GENER, una empresa chilena que tenía inversión en la empresa Itabo, con lo que indirectamente se hizo del control de Itabo. Del grupo que inicialmente capitalizó a EgeHaina se encontraban empresas como CDC y Hart Energy (las cuales posteriormente se fusionaron en Globeleq, empresa que jugó un rol preponderante en el país por más de un lustro), Enron, TCC-Seaboard y Basic Energy. De los que capitalizaron a Itabo junto a Gener estaba El Paso Corporation, una empresa que había absorbido a Coastal Corporation en los Estados Unidos y que también era en ese entonces una empresa de nivel mundial. Unión Fenosa capitalizó dos distribuidoras y posteriormente hizo una inversión en generación, La Vega-Palamara

LOS GRUPOS QUE ENTRARON EN EL MERCADO ELÉCTRICO DOMINICANO EMPEZARON A MOVILIZAR NUEVAS INVERSIONES, DEJANDO COMO RESULTADO QUE DENTRO DE LOS PRIMEROS CUATRO AÑOS SE INSTALARON 1,180 NUEVOS MEGAVATIOS AL SISTEMA, AL TIEMPO QUE LA EMPRESA ITABO SE REPOTENCIÓ Y LAS PLANTAS ITABO I E ITABO II SE PUSIERON A TRABAJAR CON CARBÓN, COSA QUE NO HACÍAN DESDE MEDIADOS DE LA DÉCADA DE 1980: • 180 megavatios fueron instalados por la empresa Palamara-La Vega de Unión Fenosa; • 300 megavatios por la empresa Andrés del Grupo AES, que también construyó la terminal de gas; • La empresa Monte Río Power, un Joint Venture entre un grupo local y la empresa Caterpillar instaló 100 megavatios en Azua; • La empresa CESPM cuenta con 300 megavatios en San Pedro de Macorís, los cuales fueron instalados por Cogentrix; • EgeHaina trajo la planta Sultana del Este con 150 nuevos megavatios y concluyó la central Barahona Carbón (42 megavatios) que tenía 10 años en construcción y no había podido ser terminada por el Estado Dominicano; • LAESA ha estado instalando hasta la fecha 60 megavatios de nueva generación; • 240 megavatios de las plantas de ITABO repotenciadas.

Entonces, ¿fracasó la capitalización? Para ser justo, debemos separar los análisis.

Primero tomaremos el sector distribución y aquí es simple decir que fracasó, sin entrar los detalles del porqué. Hoy en día las tres distribuidoras que aparecieron fruto de la capitalización están bajo el dominio estatal, otra vez. ya que fueron compradas, nueva vez por el Estado dominicano (EDESUR-EDENORTE en septiembre 2003 y EDEESTE en junio 2009), dado que no habian logrado el objetivo por lo que aparecieron, poder suministrar energía de calidad, con una continuidad del servicio dentro de estándares de calidad internacional. Las pérdidas eléctricas de las distribuidoras para el año 2000 estuvieron alrededor del 40% y para el 2002 cerca del 25%, para luego volver a subir a los valores iniciales para el 2003. Entre el año 2005 y 2007, los aportes del presupuesto nacional para cubrir el déficit de flujo de caja y las inversiones esenciales para el subsector promediaron US$600/año (República Dominicana Diagnóstico y definición de líneas estratégicas del sub-sector eléctrico, informe final, enero 29, 2008, COMISION NACIONAL DE ENERGÍA-CNE). Todavía hoy en día, hasta la fecha las tres distribuidoras han invertido desde enero 2009 hasta el junio 2019, US$1,637.4 MM. Las pérdidas promedio de las tres distribuidora año-móvil para el 2009 eran de 39.8% y para junio 2019 27.4%. podemos ver que esto nos da una inversión promedio de US$132 MM por cada punto porcentual promedio reducido (datos obtenidos de CDEEE). El esquema tarifario que se decidió utilizar en el proceso de capitalización es otro de los temas donde se puede ver claramente lo negativo que resulta la intervención política o la falta de consenso político de todo el país. La tarifa preexistente no permitía cubrir en un 100% las necesidades de recaudación que tenía la industria. Existían unos niveles de subsidios cruzados muy elevados, con lo cual un muy alto porcentaje de clientes y del consumo de energía estaba recibiendo un subsidio neto. La CDE, en lugar de ajustar la tarifa técnica, redujo las tarifas a los consumidores finales con lo cual creó una situación de presión financiera aún mayor una vez las empresas pasaron a manos del sector privado. A falta de la decisión política para implementar la tarifa técnica desde sus orígenes, la opción elegida fue estructurar un desmonte de la estructura tarifaria existente en un periodo de ocho años que debió haber concluido en el 2006. Las empresas distribuidoras tuRD ENERGÍA | EDICIÓN 2019-2

De portada

vieron que utilizar los recursos comprometidos para inversión en reducción de pérdidas en la capitalización para cubrir sus crecientes necesidades de capital de trabajo ante la falta de ajuste en la tarifa y la no entrega del subsidio oficial. Ante estas faltas del gobierno, éste perdió toda capacidad de exigir cumplimiento en las inversiones a las distribuidoras. Las pérdidas financieras de las distribuidoras eran mucho mayores cuando aumentaba el precio del combustible que cuando el precio del combustible era bajo y estable. Las principales responsabilidades asumidas por las nuevas empresas de distribución, EdeNorte y EdeSur administradas por Unión Fenosa, y EdeEste administrada por AES, fueron: incrementar los niveles de facturación, incrementar el número de clientes y reducir el nivel de pérdidas financieras de la empresa. El nivel de pérdidas financieras tiene dos componentes principales; uno es el componente de volumen físico. En términos relativos, si las empresas distribuidoras compraban 100 unidades de energía, solo facturaban 52 unidades. El

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El resultado neto de la capitalización en el sector de generación ha sido la instalación de prácticamente el 90% de la potencia base del sistema y de las plantas que generan el 80% de la energía que se produce y consume en el sistema nacional interconectado.

reto era paulatinamente llegar a facturar hasta el 90 o 95% del total de energía que compraran. Otro reto era, no solamente incrementar el monto que facturaban, sino el monto que efectivamente cobraban. cuando comenzaron a enfrentar ese reto, se dieron cuenta que había muchos clientes que ellas sí estaban facturando, pero que el monto facturado no guardaba relación con el monto que estaban consumiendo esos clientes, y ahí comenzaron a aparecer caracterizaciones de fraude que uno no se imaginaba que existían antes de la capitalización. Las empresas que asumieron el control de la distribución se encontraron con un cuadro mucho más patético de lo que ellas mismas habían proyectado y más patético del que el mismo Estado y sus asesores habían representado en las licitaciones. Esta situación generó un stress financiero que no se esperaba que fuera a aparecer tan pronto en el sistema de capitalización. El segundo componente financiero es el precio. Las tarifas eléctricas, que tenían una forma de indexación automática, debieron haber sido

indexadas después, conforme a los compromisos del Estado asumidos en la licitación, y eso no se hizo. Por el lado de precios, hay un segundo impacto negativo que es el que menos se analiza y es precisamente el que tiene que ver con el hecho de que se les exigía en la licitación a las compañías distribuidoras que capitalizaran las tres empresas EdeEste, EdeNorte y EdeSur con dinero, que ascendió a USD$423 millones entre las tres empresas. Cuando ese dinero ingresó a las mismas, se suponía que iba a ser invertido para ir mejorando sus niveles de facturación y cobranza, pero por otro lado también tenía que ser utilizado como capital de trabajo para cubrir los déficits operativos que significaban esos niveles de pérdidas iniciales. Aunque las EDEs fueron readquirida por el Estado dominicano, la capitalización de estas dejó estas empresas con un organigrama funcional, procesos y normas establecidas para una buena operativa dentro del sector eléctrico. En el caso de la generación, las principales responsabilidades asumidas por las empresas de generación térmica fueron las siguientes: compromiso de rehabilitación del parque recibido en el menor tiempo posible con énfasis en restaurar la generación térmica a carbón en Itabo, la puesta en operación de la planta a carbón de Barahona a cargo de EGE‐ Haina y hacer nuevas inversiones en generación térmica con tecnología más eficiente que el parque que ellas habían recibido. Una vez bajo administración privada, ambas empresas implementaron de inmediato los planes que permitieron alcanzar esos objetivos. La expectativa de tener agentes de la categoría y peso financiero como estas empresas en el sector

eléctrico de la República Dominicana planteaba un escenario muy optimista. El empresariado dominicano fue tímido para apoyar la capitalización de la industria eléctrica y solamente en EGE-Haina hubo una participación minoritaria de un grupo financiero económico dominicano de forma directa. El resultado neto de la capitalización en el sector de generación ha sido la instalación de prácticamente el 90% de la potencia base del sistema y de las plantas que generan el 80% de la energía que se produce y consume en el sistema nacional interconectado. Además de todo esto, hemos visto como se ha diversificado y aumentado la matriz de generación y se proyecta que siga aumentando. En caso de la generadora Ege-Haina, en su memoria 2018, nos indica que sus ganancias fueron superiores en un 55% comparadas con el 2017. durante el año 2018 la empresa realizó un pago de dividendos a sus accionistas de US$65.0 MM, por el cual el Estado dominicano recibió US$32.5 MM por su participación accionaria. De igual manera, la empresa declaró a los medios informativos que en los 19 años de funcionamiento de operaciones de EGE Haina, el Estado dominicano ha recibido de la empresa US$800 millones en dividendos e impuestos, además de que por cada RD$100 de utilidad bruta que genera EGE Haina, RD$75 son para el Estado. En conclusión, visto lo anterior, nos atrevemos a decir que capitalizar no es incorrecto; más aún, sirve para traer recursos frescos a las arcas del Estado y permite mantener el valor de las empresas dentro los márgenes aceptados por el sector privado, siendo el Estado propietaria del 50% de las acciones.

EN EL CASO DE LA VENTA DE LAS ACCIONES DE PUNTA CATALINA DEBERÍAN PONDERAR TODAS LAS POSIBILIDADES, ENTRE LA QUE PODEMOS MENCIONAR: • Quedarse con el 100% de las acciones y administrar la empresa en su totalidad. • Quedarse con el 100% de las acciones y contratar la operación y el mantenimiento. • Vender el 50% de las acciones y de este modo ser copropietaria sin y tener que llevar la administración de dicha plata. • Sin importar la opción que tome, se aconseja una auditoría por una institución de prestigio internacional, de la mano con auditores nacionales, representantes de la vida pública para poder aclarar todas las dudas respecto al costo final de dicha planta.

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Tecnología

BIOMASA as ER se encuentran en pleno desarrollo en el ámbito internacional. El interés por diversificar la matriz energética, el compromiso de reducir las emisiones contaminantes y la aparición de nuevas tecnologías de menor costo son los principales motivos que explican el crecimiento de las inversiones para generar energía a través de fuentes renovables en muchos países del mundo. En los países industrializados el petróleo y otros combustibles fósiles no sólo constituyen la principal fuente energética, sino que también son los sustratos casi exclusivos de la industria química. Por ello, la biomasa, como base material de dicha industria, es también una alternativa potencial a los combustibles fósiles. probablemente Probablemente la viabilidad práctica de los combustibles derivados de la biomasa depende en gran medida de esta segunda aplicación. Idealmente las futuras biorrefinerías deberán abordar el procesamiento integrado de la biomasa para atender ambos usos, la obtención de combustibles y la de productos básicos para la industria química.

Las Energías Renovables (ER) son aquellas energías que provienen de recursos naturales que no se agotan y a los que se puede recurrir de manera permanente. Su impacto ambiental es nulo en la emisión de gases de efecto invernadero como el CO2. Entre ellas se encuentran la energía eólica, la solar fotovoltaica, la geotérmica, la mareomotriz, la pequeña hidráulica y la biomasa.

Tanto la propia biomasa como el bioetanol y el biodiesel obtenidos mediante su transformación tienen la ventaja de que pueden emplearse sin necesidad de introducir grandes modificaciones en los sistemas energéticos implantados para productos derivados de los combustibles fósiles. Con el nombre de biomasa se designa a un

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conjunto heterogéneo de materias orgánicas, tanto por su origen como por su naturaleza y composición, que puede emplearse para obtener energía. La biomasa ha sido el primer combustible empleado por el hombre y el principal hasta la revolución industrial. Se utilizaba para cocinar, para calentar el hogar, para hacer cerámica y, posteriormente, para producir metales y para alimentar las máquinas de vapor. La biomasa como materia orgánica originada en un proceso biológico, espontáneo provocado, tiene carácter de energía renovable porque su contenido energético procede en última instancia de la energía solar fijada por los vegetales en el proceso fotosintético. La biomasa puede proporcionar energía mediante su transformación en materiales sólidos, líquidos y gaseosos. El nombre de biocarburantes se reserva para los productos, normalmente líquidos, que proceden de la biomasa y se destinan a la automoción. Este tipo de productos tienen una importancia especial debido al gran consumo de carburantes derivados del petróleo para el transporte. Los actuales motores, Diesel y Otto, requieren combustibles líquidos cuyo comportamiento sea similar al del gasóleo y al de la gasolina. El uso de biomasa o de sus derivados puede considerarse neutro en términos de emisiones sólo si se emplea en cantidades a lo sumo iguales a la producción neta de biomasa del ecosistema que se explota. Tal es el caso de los usos tradicionales (uso de los restos de poda como leña, cocinas, calefacción, etc.) si no se supera la capacidad de carga del territorio. BIOCOMBUSTIBLES SÓLIDOS Los biocombustibles sólidos más importantes, combustibles de tipo primario, son los constituidos por materiales lignocelulósicos procedentes del sector agrícola o forestal y de las industrias de trasformación que producen este tipo de residuos. La paja, los restos de poda de vid, olivo o frutales, la leña, las cortezas y los restos de podas y aclareos de las masas foresta-

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La biomasa como materia orgánica originada en un proceso biológico, espontáneo provocado, tiene carácter de energía renovable porque su contenido energético procede en última instancia de la energía solar fijada por los vegetales en el proceso fotosintético.

les son materia empleada en la elaboración de biocombustibles sólidos de origen agrario. Cáscaras de frutos secos, huesos de aceitunas y de otros frutos, residuos procedentes de la extracción del aceite de orujo en las almazaras, restos de las industrias del corcho, la madera y el mueble, constituyen una materia prima de calidad para utilizarla como biocombustible sólido. BIOCOMBUSTIBLES LÍQUIDOS La denominación de biocombustibles líquidos o biocarburantes se aplica a una serie de productos de origen biológico

utilizables como combustibles de sustitución de los derivados de petróleo o como aditivos de éstos para su uso en motores. Actualmente sólo son comerciales los de primera generación, etanol (y etilterbutil éter obtenido a partir de él) y biodiesel. En ambos casos algunas de las materias primas tienen también uso alimentario. LA BIOMASA SE PUEDE CLASIFICAR DE LA SIGUIENTE FORMA: La biomasa natural: Es aquella que se produce en la naturaleza sin intervención humana. La biomasa residual: Es el subproducto o residuo generado en las actividades agrícolas, silvícolas, ganaderas, residuos de la industria agroalimentaria y en la industria de transformación de la madera, así como residuos de depuradoras y del reciclado de aceites. Los cultivos energéticos: Son aquellos que están destinados a la producción de energía a través de biocombustibles o madera para ser utilizados directamente en calderas para producir vapor y electricidad. VENTAJAS DEL USO DE LA BIOMASA • La transformación de un desecho en un recurso, realizando un aumento en el reciclaje y una disminución en la cantidad de residuos sólidos. • La no contribución al cambio climático: su balance en emisiones de Co2 es neutro. Al quemar la biomasa para obtener energía se libera CO2 a la atmosfera, pero durante el crecimiento de la materia orgánica vegetal se absorbe el CO2, permitiendo un balance entre el nivel de emisión y el nivel de aprovechamiento del gas por la naturaleza. • Al realizar el proceso de combustión no provoca el fenómeno de la lluvia ácida. • Con respecto al sector económico, el precio de la biomasa con respecto al del petróleo es mucho menor.

Funcionamiento de una planta de biomasa

Producción con Biomasa en República Dominicana En un estudio auspiciado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) titulado “ESTUDIO DE LA PRODUCCIÓN ACTUAL Y POTENCIAL DE BIOMASA PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA EN LA REPÚBLICA DOMINICANA” de marzo 2018, se obtuvieron resultadohalagüeño. Se determinó que el consumo diario de biomasa en República Dominicana es de 2,219 toneladas métricas y que el mercado en el país se encuentra circunscrito en las regiones Central, Norcentral y Este.

De los tipos de biomasa estudiados, la Acacia mangium es la especie dominante entre productores e intermediarios. El costo total promedio de la acacia triturada es de $43 dólares la tonelada métrica, con un precio de venta

de $48 dólares por tonelada métrica. Entre las dificultades que enfrentan los actores del mercado de biomasa se encuentran la falta de financiamiento a los proyectos en esta área, la logística del transporte y el bajo precio de la biomasa en el mercado que no permite beneficios suficientes para productores e intermediarios. El contenido energético (PCS) en base seca varió entre 14.8 y 18.2 MJ/ kg, siendo la cascarilla de arroz la de menor poder calorífico y la Acacia mangium de Monte Plata la de mayor poder calorífico. Sin embargo, el PCS no debe ser el único criterio de selección para usar un tipo de biomasa versus otra como combustible. También se deben tomar en cuenta la logística, facilidad de manejo, rendimiento y el contenido de humedad y cenizas. Actualmente la calidad del suministro formal de biomasa en República Dominicana es impuesta por los con-

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5,485 GWh por año o 693 MW de potencia, a un 25 % de eficiencia eléctrica. Para estos escenarios, se usó el potencial biomásico total determinado para Acacia mangium de 446,938 hectáreas. Entre las limitaciones de las leyes vigentes para regular el mercado de biomasa se encuentran la desprotección en la Ley 57-07 sobre Incentivo al Desarrollo de Fuentes Renovables de Energía y sus Regímenes Especiales, a las fincas energéticas y a los productores e intermediarios de biomasa, así como el vencimiento de la misma en el año 2020 y la necesidad de una ley forestal.

En República Dominicana, el Instituto de Innovación de Biotecnología e Industria (IBII) tiene varios proyectos, de Bioelectricidad y de caldera de Biomasa. sumidores y los fabricantes de calderas. Estos actores están ayudando a formalizar a sus suplidores sobre tratar la biomasa como combustible y considerar sus características físicas y químicas. En adición, los asesoran en aspectos logísticos y de permisologías. Se estableció que existe un potencial de 476,071 hectáreas para la producción de gramíneas y de 449,248 hectáreas adecuadas para el fomento de especies forestales de alto valor para la producción de energía (i.e., Acacia mangium, eucalipto, casuarina). Como combustible biomásico la Acacia mangium es la especie forestal con mayor potencial en República Dominicana, ya que es de rápido crecimiento y adaptable a

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diferentes tipos de suelos marginales. Solo de Acacia mangium hay un potencial de 446,938 hectáreas, la mayor parte en las regiones Sureste y Norte del país. Los resultados del producto número cuatro indican que en un escenario de alto rendimiento (40, 30 y 20 ton/ha/año de acacia molida, según la calidad de sitio) se pueden producir 12.6 millones de toneladas anuales de biomasa, cuya energía equivale a 8,524 GWh por año o 1,076 MW de potencia, a un 25 % de eficiencia eléctrica. En un escenario de rendimiento moderado (30, 20 y 10 ton/ha/año de acacia molida, según la calidad de sitio) podría producir ocho millones de toneladas anuales de biomasa, cuya energía equivale a

SAN PEDRO BIO-ENERGY La sociedad comercial SAN PEDRO BIO-ENERGY (SPBE) es una empresa constituida desde el 2009 a los fines de promover un proyecto de energía renovable consistente en una planta de cogeneración de electricidad y vapor a partir de biomasa (Bagazo de Caña) producido por el Ingenio Cristóbal Colón (ICC), ubicado en San Pedro de Macorís. SPBE es la primera central energética a biomasa conectada al SENI. En su primera etapa tiene una capacidad instalada de 30 MW, de los cuales hasta 12 serán consumidos por el Ingenio Cristóbal Colón en período de zafra; y en período de no zafra la totalidad de la generación irá al SENI. La central San Pedro Bio-Energy está preparada para utilizar diferentes tipos de combustibles. Esto les da una ventaja inmensa frente a alzas de precios o bajas en la producción de caña de azúcar y por ende de bagazo. Gas natural y carbón son otras de las opciones de combustibles que se pudieran utilizar en esta central. SPBE evitará la emisión de más de 80 mil toneladas de CO2 a la atmósfera por años y ha sido denominado “Primer proyecto de su clase”, según certificación del Consejo Nacional para el Cambio Climático y el Mecanismo de Desarrollo Limpio de la Rep. Dom. Además, se encuentra en

proceso final de certificación ante las Naciones Unidas “UNFCCC: United Nations Framework Convention on Climate Change” para obtener certificados de crédito de carbono (CERs). Representa una inversión de más de 90 millones de dólares, de los cuales 66.45 fueron financiados por un pool de bancos locales, liderados por el Banco Popular Dominicano, siendo ésta la primera vez que una planta de esta magnitud o mayor es financiada únicamente por bancos locales. San Pedro Bio Energy y el Ingenio Cristóbal Colón tienen un acuerdo de cogeneración que permitirá al segundo poder aumentar su eficiencia drásticamente, ya que tendrá la capacidad de incrementar su molienda de 7 mil toneladas de caña de azúcar diarias a 12 mil toneladas de caña, lo que representa un aumento de más de un 50% de la molienda. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LA PLANTA: • 1 Caldera de 140 TPH de 82 bars y 525 C • 1 Generador de 30 MW • Posibilidad de aumentar su capacidad de generación a 60 MW en segunda etapa. • Multicombustible. Un punto a tomar en cuenta en República Dominicana en el uso de la basura como medio de producción de energía. En un estudio presentado por el BID, “Generación de electricidad a partir de biogás capturado de re¬siduos sólidos urbanos: Un análisis teórico-práctico”, nos indica el potencial que tienen los Residuos Sólidos Urbanos (RSU). El biogás de rellenos sanitarios se pro¬duce por descomposición anaeróbica de los residuos urbanos depositados en los rellenos sanitarios. Su generación depende del tiempo transcurrido desde su disposición, de la com¬posición de los RSU, y de variables meteoro¬lógicas como la temperatura del ambiente y la humedad. El potencial de uso de los rellenos sanitarios

(GRS) está determinado por su contenido de metano y el caudal capturado. Este puede utilizarse como fuente de ener¬gía térmica, para la generación de electricidad o para la producción de un combustible de alto poder calorífico (biometano). El uso de GRS para la producción de electrici¬dad es una de las aplicaciones más beneficio¬sas, aunque el resultado del proyecto depen¬de de varios factores entre los que hay que considerar aspectos técnicos, económicos, y de gestión, así como redes eléctricas a la de¬manda a ser suplida. Según el uso que se hará del GRS se aplican tratamientos primarios que incluyen la remoción de vapor de agua, con¬densados, material particulado y espuma, o secundarios que remueven sulfuro de hidró¬geno, siloxanos, y otros contaminantes como amoníaco, halógenos, e hidrocarburos aromá-ticos. En LAC existe interés en el aprovechamiento de la energía contenida en el RSU. Varios países han realizado evaluaciones preliminares. El proyecto en etapa más avanzada se encuentra actualmente en construcción en Barueri, Sao Paulo (Brasil) y contará con tecnología de incineración

de RSU y aprovechamiento energético. Existen proyectos de captura y uso de biogás de relleno sanitario en ciudades como Buenos Aires (Complejo Ambiental Norte III), Santiago de Chile (rellenos sanitarios Loma los Colorados y Santa Marta), Sao Paulo (relleno sanitario Bandeirantes) y Monterrey, entre otras. Se puede concluir entonces, que la producción de electricidad usando los gases de los RSU puede tener impactos positivos de tipo económico a través de la generación de electricidad y la sustitución de hidrocarburos, sociales por medio del mejoramiento de la calidad del aire en las zonas aledañas a los rellenos, e impactos ambientales por la remoción de gases de efecto invernadero y otros gases contaminantes Con un diseño adecuado e inversiones necesarias, los residuos sólidos urbanos depositados en los rellenos sanitarios pueden dejar de convertirse en un riesgo a la salud pública, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), y convertirse en fuentes de energía, ayudando a recuperar los costos de la disposición.

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Tecnología

Potencial geotérmico de la República Dominicana En general, la palabra geotermia se refiere a la energía térmica natural existente en el interior de la Tierra. En la práctica, se le denomina así al estudio y utilización de la energía térmica que es transportada a través de la roca o de fluidos; se desplaza desde el interior de la corteza terrestre hacia sus niveles superficiales, dando origen a los sistemas geotérmicos.

n sistema geotérmico está constituido por tres elementos principales: una fuente de calor, un reservorio y un fluido, el cual es el medio que transfiere el calor. La fuente de calor puede ser tanto una intrusión magmática a muy alta temperatura (> 600°C), emplazada a profundidades relativamente pequeñas (5-10 km) o en sistemas de baja temperatura. La diversificación de la matriz energética, y más específicamente la incorporación de energías renovables, ha estado en la agenda política de casi todos los países que pueden afrontar inversiones de este tipo. Esta tendencia intenta minimizar las emisiones de gases invernadero junto a otros impactos medioambientales durante la producción de energía, compensar las fluctuaciones en la producción al depender de una sola fuente, y minimizar los impactos económicos producidos por las variaciones en los precios de los hidrocarburos (UNCTAD, 2010).

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Entre las fuentes renovables, además de las de origen hidráulico y de origen eólico, la geotérmica ha demostrado su factibilidad técnica y económica con mayor grado de seguridad. Los recursos geotérmicos constituyen la energía derivada del calor que se extrae a través de los fluidos geotérmicos que surgen de procesos naturales o artificiales de acumulación y calentamiento del subsuelo. Las aplicaciones que se puede dar a un fluido geotermal dependen de su contenido de calor o su entalpía (Llopis y Rodrigo, 2008). Las fuentes geotérmicas, según sus características y magnitud calórica, pueden ser aprovechadas no solamente

para generar electricidad (alta entalpía) sino para usos directos del calor (baja entalpía) (Coviello, 1998). De acuerdo con la guía de la Fundación de Energía de la Comunidad de Madrid (2012), se establece unos usos de la energía geotérmica en función de la temperatura; de esta manera se considera cuatro categorías para el aprovechamiento de la energía geotérmica:

• Alta temperatura: más de 150°C: una temperatura superior a 150°C permite transformar directamente el vapor de agua en energía eléctrica. • Media temperatura: entre 90°C y 150°C: permite producir energía eléctrica utilizando un fluido de intercambio, que es el que alimenta a las centrales. • Baja temperatura: entre 30°C y 90°C: su contenido en calor es insuficiente

para producir energía eléctrica, pero es adecuado para calefacción de edificios y en determinados procesos industriales y agrícolas. •M uy baja temperatura: menos de 30°C: puede ser utilizada para calefacción y climatización, necesitando emplear bombas de calor. En el caso de la Republica Dominicana, según el estudio “Evaluación

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Tecnología del potencial geotérmico de la República Dominicana”, 2017, realizado por Cfg services, bajo el auspicio de Ministerio de Energía y Minas de Rep. Dominicana, Banco Interamericano de Desarrollo, el Géosciences pour une Terre durable (BRGM) y el Servicio Geológico nacional de la República Dominicana, se obtuvo lo siguiente: SITUACIÓN ACTUAL DE LA ENERGIA GEOTÉRMICA EN REPÜBLICA DOMINICANA Actualmente, el uso de la energía geotérmica en la República Dominicana se limita a la balneología e hidroterapia, usando los recursos hidrotermales de forma recreativa en áreas poco o no desarrollados (por ejemplo, Canoa) o instituciones privadas (por ejemplo, Aguas Calientes). A pesar de varios estudios desde los años 80 sobre la energía geotérmica (o más exactamente sobre la caracterización de los recursos geotérmicos), ningún desarrollo significativo de uso industrial de la energía geotérmica (para la producción de electricidad o usos directos) ha surgido mas allá del uso lúdico-termal. El nuevo estudio efectuado por el BRGM en 2016-2017 tiene como objetivo principal la evaluación del potencial geotérmico de la República Dominicana sobre la base de los estudios existentes, completado con un estudio de campo y de laboratorio de diferentes fuentes termales del país (en geología y geoquímica) y un estudio técnico y económico preliminar sobre la base de estos resultados. Uno de los principales resultados del estudio BRGM es probablemente que no existen (al contrario de lo que se supuso en los años 80) recursos geotérmicos de alta energía en la República Dominicana. De hecho, los resultados geoquímicos obtenidos en los diferentes manantiales de agua caliente en el país mostraron que la temperatura máxima de los reservorios geotérmicos asociados probablemente varia de 30

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Figura Geotemica 4

± 10 ° C (El Ret) a 90 ± 20°C máximo (La Tina - Guayabal). Estas temperaturas son insuficientes para esperar producir electricidad con una turbina de vapor convencional. En el campo de las turbinas binarias (ORC – Organic Rankine Cycle), estas temperaturas son generalmente demasiado bajas para aspirar a producir electricidad en condiciones técnicas y económicas satisfactorias. En contraste, las temperaturas estimadas en algunas áreas son perfectamente adecuadas para considerar los usos directos de calor para varios procesos en el ámbito de la vivienda, la agricultura o la industrie. Como parte de este estudio técnico y económico, de acuerdo con el BRGM, y teniendo en cuenta las condiciones de acceso al recurso geotérmico y sus características esperadas y / o el contexto económico en el que se ubica, hemos concentrado nuestra investigación en 5 áreas principales de interés:

• Canoa • Constanza • Magueyal • Guayabal • San José de las Matas Iras el estudio geológico y geoquímico del BRGM, cabe señalar que varias características importantes de los diferentes recursos geotérmicos son todavía desconocidas o poco claras, y requieren investigaciones adicionales. Estas incluyen la profundidad del techo del depósito geotérmica (caprock) y el volumen, incluso aproximado, de este último (por ejemplo, en Guayabal, la profundidad del reservorio está estimada entre 500 m y 2 km). Se requiere que estos dos parámetros (además de la composición exacta del fluido geotérmico en profundidad) sean bien caracterizados para evaluar completamente la viabilidad técnica y económica de un proyecto geotérmico.

LAS POSIBLES APLICACIONES DE LA ENERGIA GEOTÉRMICA EN LA REPÜBLICA DOMIICANA Los resultados del estudio BRGM sobre la caracterización de los recursos geotérmicos en la República Dominicana y el análisis de las necesidades de las áreas de interés geotérmico conducen a las siguientes conclusiones sobre el desarrollo de proyectos geotérmicos en el país: • En el campo de la producción de electricidad, la calidad de los recursos (incluyendo la temperatura alrededor de 100 °C máximo) no permite considerar la generación de electricidad con turbinas convencionales utilizando el vapor geotérmico. Aunque en límite de temperatura, el uso de ciclos ORC para producir electricidad (de baja potencia) puede ser considerado con condiciones muy específicas en cuanto el acceso al

recurso geotérmico (las que necesitan ser confirmadas con estudios adicionales de los yacimientos geotérmicos del país). • En el campo de la utilización directa de calor, ninguna área de interés presenta necesidades de calor suficientemente grandes para justificar, en esta etapa, el desarrollo de la energía geotérmica para sustituirse a las necesidades existentes. Sin embargo, proyectos piloto pueden surgir, también con condiciones específicas de acceso al recurso al ser confirmadas por estudios adicionales sobre los yacimientos geotérmicos del país. Antes de revisar estos proyectos potenciales (generación de electricidad y usos directos), es necesario presentar un elemento de costo importante en un proyecto geotérmico: la perforación geotérmica en general y en el marco de la República Dominicana.

PERFORACIÓN GEOTÉRMICA EN LA REPÚBLICA DOMINICANA En general un proyecto geotérmico para la producción de electricidad o de calor necesita realizar varias perforaciones geotérmicas de unos 2.000 metros de profundidad (promedio internacional, especialmente en las zonas favorables con un alto gradiente de temperatura). Este costo representa aproximadamente el 40% de los costes totales de un proyecto geotérmico para la producción de electricidad, pero este porcentaje puede aumentar de manera significativa para proyectos vinculados a los usos directos (hasta 70%). Para tal profundidad y teniendo en cuenta el diámetro final típicamente usado en la industria geotérmica (perforación de 12 % con un tubo de 9 5/8), el coste medio de una perforación geotérmica puede estimarse en USD 4 millones (incluyendo los tubos). Ese precio promedio puede variar significativamente, dependiendo de las condiciones geológicas encontradas en la perforación y de las condiciones medioambientales (un pozo realizado en una zona aislada generalmente es más caro). El costo de la perforación geotérmica, íntimamente ligado a la de la extracción de petróleo suele ser bastante constante en todo el mundo (excepto en algunos casos particulares, como Turquía, donde ha caído drásticamente en los últimos anos, debido al auge de la energía geotérmica en el país: precio medio de un pozo geotérmico de 2,500 m en 2016: USD 2,2 millones). Dado que es generalmente necesario reinyectar el fluido geotérmico explotado (ya sea por razones medioambientales, sino también para explotar de forma sostenible el reservorio geotérmico), el coste medio de perforación puede llegar a aproximadamente $US 8 millones para la perforación de 2 pozos. En la actualidad, no existe un equipo de perforación en la Re-

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Tecnología pública Dominicana para lograr tal profundidad (2000 m) en los diámetros requeridos. Por lo tanto, los costos de la movilización y demovilización de los equipos de otro país (EE.UU.?) podrían hacer aumentar significativamente la factura final. Si el presupuesto significativo para la realización de perforaciones profundas (perforación en si mismo y los costes de infraestructura) por lo general puede ser perfectamente justificado para lograr un proyecto geotérmico de alta temperatura para la generación de electricidad, es poco probable que sea adecuado para la realización de un proyecto geotérmico en la República Dominicana, donde los recursos geotérmicos solo dejan como perspectivas proyectos de generación de electricidad de baja potencia (<1 MW) o proyectos para usos directos. Con un presupuesto inicial de perforación tan importante, el coste final del kWh producido (que sea eléctrico o térmico) sería probablemente demasiado importante. PROYECTOS POTENCIALES PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Dada la calidad de los recursos geotérmicos en la República Dominicana y nuestro análisis de los sitios de interés geotérmico visitados durante este estudio, el único sitio con una posibilidad de generación de electricidad mediante el uso de un ciclo ORC es La Tina-Guayabal donde la temperatura del recurso profundo se estima en 90 ±20 °C. En esta zona no interconectada al sistema eléctrico nacional, el desarrollo de un proyecto de electrificación rural (desde unos pocos cientos de kW) podría permitir el desarrollo económico de la zona. El uso en cascada del fluido geotérmico a la salida del ciclo binario también podría permitir el suministro de calor renovable a los invernaderos al nivel local. Con una temperatura del reservorio geotérmico estimada de 80 ±20°C, el sistema Magueyal / San Simón / Vuelta

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Grande también podría ser potencialmente utilizado para desarrollar un ciclo binario ORC para la producción de electricidad (con costes de infraestructura predecibles para acceder a la zona menores que en Guayabal). Sin embargo, el modelo conceptual parece encaminarse a la presencia de un reservorio geotérmico a 2000 m de profundidad, lo que, teniendo en cuenta el costo de la perforación necesaria, haría más difícil justificar económicamente el proyecto. PROYECTOS POTENCIALES PARA USOS DIRECTOS. Dos áreas, proyectos piloto podrían llevarse a cabo para poner a prueba el uso de la energía geotérmica de baja entalpia para nuevas aplicaciones relacionadas con las actividades agroindustriales en las zonas en cuestión. El primera podría ser desarrollado en la zona de Aguas Calientes en relación con la necesidad de calor para secar el café (actualmente realizado de maneral artesanal en plataformas de hormigón o en túneles) en la fábrica Asociación de los Caficultores Unidos para el Progreso. Las temperaturas del recurso geotérmico (60 °C) y la proximidad de la Procesadora están perfectamente adecuadas para el secado del café. La accesibilidad (carretera) a la zona geotérmica de interés también es muy buena. El segundo proyecto piloto podría ser desarrollado en la zona agrícola de Constanza, y más precisamente en la zona de los Bambuses. En esta zona de alta altitud (> 1000 m) donde las temperaturas pueden caer por debajo de 0°C, el suministro de calor geotérmico para la calefacción de los invernaderos existentes mejoraría significativamente los rendimientos de los cultives, garantizando una producción constante durante todo el año. Los invernaderos existentes no utilizan ningún sistema de calefacción. El uso de la calefacción geotérmica requiere que los invernaderos estén equipados de sistemas de distribución de calor (que, como se ha

indicado anteriormente pueden ser relativamente simple y baratos: tubos simples colocados en el suelo). El mismo tipo de proyecto podría ser realizado en el área termal de La Tina - Guayabal, donde también existen invernaderos. En esta zona, se podría utilizar el fluido geotérmico a la salida del ciclo ORC para recuperar el calor residual antes de la reinyección en el subsuelo.

EL ESTUDIO “EVALUACIÓN DEL POTENCIAL GEOTÉRMICO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA” CONCLUYÓ:

1- En lo que se refiere a la generación de electricidad, dado el tipo de recursos geotérmicos existentes en la República Dominicana, la generación eléctrica de origen geotérmico, si resulta viable económicamente, sólo podrá desempeñar un papel mínimo en la matriz eléctrica del país con algunos proyectos de baja potencia (≤ 1 MW). 2- En el campo de la utilización directa del calor, ningún área presenta necesidades de calor suficientemente grandes para justificar económicamente el desarrollo de la energía geotérmica para sustituirse a las necesidades existentes. Sin embargo, por lo menos en dos áreas, podrían ser propuestos, también con condiciones específicas de acceso al recurso, proyectos piloto de geotermia de baja entalpía para aplicaciones relacionadas con actividades agro-industriales.

Tecnología

Uso de la mini eólica para autoconsumo: Sistemas aislados y conectados a la red. Por: Omar García García, PhD. INTRODUCCIÓN. El viento es un recurso renovable que está presente en todas partes del planeta, con mayores potenciales de recurso en algunas regiones que en otras. Los aerogeneradores aprovechan la energía cinética del viento, para generar energía eléctrica, la cual puede aprovechar para diferentes fines, tales como: generación a gran escala (parques eólicos), generación para autoconsumo (sistemas aislados, y conectados a la red de baja tensión), bombeo de agua, etc.

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El uso de la energía eólica de pequeña potencia para autoconsumo en sistemas aislados y conectados a la red ha tenido una participación mínima en comparación con el uso de los sistemas fotovoltaicos, tanto en los países de la región como en la republica dominicana. La mayoría de los proyectos en el país (de los pocos que existen) que se han desarrollado para autoconsumo, han dejado de estar en operación por falta de mantenimiento, según información dada por instaladores de pequeños aerogeneradores. Es cierto, que la energía fotovoltaica presenta ventajas (menor costo de instalación y mantenimiento) que los pequeños aerogeneradores que han hecho que estos sistemas sean los mas utilizados para el autoconsumo. Los pequeños aerogeneradores presentan algunas ventajas sobre otros sistemas para el uso de autoconsumo, en lugares donde los vientos promedios sobre pasan los 7 m/s, y donde el espacio es un factor importante para potencias mayores a 10 kW. RECURSOS EÓLICOS. Los vientos son movimientos de la masa de aire, o corrientes convectivas, que se originan por el calentamiento de diferencia producidos en distintos puntos geográficos que reciben cantidades diferentes de radiación solar, así como el movimiento de rotación del planeta sobre sí mismo. De los 173,000 TW1, aproximadamente mes del 0.7% se convierte en energía cinética de los vientos, esto es menos de 1,200 TW. El aprovechamiento de este potencial esta limitado por diferentes factores, tales como: la proporción de la superficie terrestre adecuada para la instalación de los aerogeneradores, los lugares con buenos recursos eólicos, la superficie del mar cerca de las costas, etc. En la republica dominicana según datos publicados por NREL, en el atlas eólico de la republica dominicana publicado en el 2001, estima que aproximadamente 1,500 km2 (3% del área total de la superficie), posee recursos de vientos de bueno a excelente (velocidades medias entre 6 a 10 m/s), pudiendo a provecharse más de 10,000 MW de capacidad instalada. También se estima que existe aproximadamente 4,400 km2 (representa el 9% del área total de la superficie) poseen recursos eólicos moderados (velocidades medias entre 5 a 6 m/s), pudiendo aprovecharse más de 30,000 MW de capacidad instalada, principalmente para aplicaciones rurales. Existen otros mapas de recursos eólicos de la republica dominicana en el cual se podrían consultar para conocer las velocidades promedios anuales de forma gratuita. En la pagina de la Comisión Nacional de Energía de la Republica Dominicana, existe un mapa eólico realizado por IRENA en la cual se estiman las velocidades promedios anuales en cualquier lugar de la isla. También podría consultarse las velocidades anuales promedios a 80 m en cualquier lugar del país, en la página del NREL, producido por AWS Trupower, además el Global Wind Atlas actualizo sus mapas de recursos eólicos finales de 2018, donde se puede consultar de forma gratuitas a diferentes alturas sobre el nivel del suelo, las velocidades promedios anuales,

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y otros parámetros (densidad de potencia, rosas de vientos, etc.). Es importante señalar que las informaciones de velocidades de vientos anuales promedios estimadas en cada uno de los mapas eólicos mencionados, son teóricos, y en su mayoría se realizan utilizando mediciones globales. A la hora de desarrollar proyectos a gran escala, estas estimaciones sirven como orientación para conocer los logares donde existen mejores potenciales eólicos, ya que para el desarrollo de un parque eólico debe de llevarse acabo por lo menos un año de medición en el lugar, donde se va a realizar la instalación. Para el desarrollo de pequeñas instalaciones eólicas, se utilizan los valores de velocidades de vientos promedios anuales para estimar la producción de energía en aplicaciones para autoconsumo principalmente. Debido a que las inversiones realizadas en pequeñas instalaciones eólicas son bajas, no es rentable llevar una campaña de medición, se deben consultar software (versiones pagadas o gratuitas) para crear series de datos de velocidades de vientos promedios mensuales o diarios del lugar donde se va a instalar el pequeño aerogenerador. TECNOLOGÍA MINI EÓLICA. La energía eólica y solar son las fuentes de producción de energía eléctrica de mayor crecimiento a nivel mundial, debido a la drástica reducción de costos, y la contribución sobre la reducción de los gases de efectos invernaderos emitidas por las quemas de combustibles fósiles. En aplicaciones de pequeñas potencias, el crecimiento de la fotovoltaica ha ido creciendo de manera exponencial (en aplicaciones para autoconsumo), lo mismo no ha ocurrido con la utilización de las pequeñas instalaciones eólicas en aplicaciones para autoconsumo. El tamaño de la capacidad según la potencia del aerogenerador, pueden clasificarse en grandes, medianos, y

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Fig. 1. Esquema de un sistema eólico de pequeña potencia conectado a la red.

pequeños aerogeneradores, en función del diámetro del rotor, y su rango de potencia. Según NREL los sistemas eólicos se puede clasificar según su rango de potencia en: grande/industrial (mayores a 1MW), mediano (entre 1 MW y 100 kW), y pequeño (comercia: entre 20 y 100 kW, y residencial: menos de 20 kW). Para la WWEA, sistemas eólicos de pequeñas potencias son aquellos con potencias menores a 100 kW. Según la norma IEC 61400-2, los aerogeneradores con un área de barrido menores a 200 m 2, y un diámetro menor a 16 m, se clasifican como sistemas eólicos de pequeñas potencias. Los aerogeneradores de pequeñas potencias se clasifican según la posición del eje con respecto a la dirección del viento en: Eje horizontal y vertical. Además, pueden clasificarse en función del número de palas: monopalas, bipalas, tripalas, y multipalas. Los aerogeneradores de ejes horizontales son los mas utilizados para la producción de energía eléctrica, tanto en aplicaciones de grandes potencias como de pequeñas potencias, debido a que poseen un mayor rendimiento, y poseen menores costos de instalación. En la actualidad, los aerogeneradores verticales tienen su mayor aplicación en

sistemas de pequeñas potencias, y algunos modelos están en fase de desarrollo. Los aerogeneradores de ejes verticales, aunque poseen mayores desventajas que los horizontales, son adecuados para ser utilizados donde los vientos poseen un alto grado de turbulencia, ya que estos no solo utilizan las componentes horizontales, sí que además pueden aprovechar el viento en cualquier dirección. Los aerogeneradores de ejes verticales son mas adecuados para ser utilizados en zonas urbanas donde los vientos son muy turbulentos. Otras ventajas que poseen los de ejes verticales es que no necesitan sistema de orientación al viento, pueden trabajar con velocidades de vientos bajas en comparación con los de ejes horizontales, producen menos ruidos, y menos vibraciones, los cuales los hace idóneos para ser instalados en las superficies de edificios. En república dominicana la energía eólica a gran escala en la última década se ha instalado más de 300 MW, representando un aporte significativo de la capacidad instalada de la generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Lo mismo no ha ocurrido con el uso de energía eólica para sistemas de pequeñas potencias, ya que

casi todos los sistemas instalados para autoconsumo ya sean conectados a la red o aislados, utilizan sistemas con paneles fotovoltaicos, debido a sus menores costes de instalación, operación, y mantenimiento. Los sistemas utilizados en el país para autoconsumo de energía eléctrica ya sean conectados a la red (Medición Neta) o aislados, todos usan paneles fotovoltaicos, debido a las ventajas mencionadas que estos presentan con respecto a los pequeños aerogeneradores. El Proyecto SWTOMP (Small Wind Turbine Optimization and Market Promoción) que tiene como objetivo la promoción, desarrollo, e implementación de pequeños y medianos aerogeneradores para sistemas aislados, y conectados a redes de baja tensión. En este proyecto el Instituto Tecnológico de Santo Domingo (INTEC) es parte del proyecto en representación del país, donde participan, además otros países de la región. Según información dada por el proyecto obtenida de Aduanas en el periodo 2013 – 2018 se han importado 19 aerogeneradores de pequeña potencia (400 – 3,500 W), siendo la mayoría de eje horizontal. En conversaciones con expertos en el tema, se han instalado varios pequeños aerogeneradores eóli-

cos para autoconsumos en varios lugares del país. No existe información publicada sobre el estado de estos sistemas. SISTEMAS EÓLICOS PEQUEÑOS PARA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD. A nivel mundial para el año 2017 existía una capacidad instalada de aerogeneradores de pequeña potencia de aproximadamente de 1 GW, equivalente a 1,000,000 unidades con una potencia promedio de 1 kW, liderado por China, el Reino Unido, Italia, y los Estados Unidos representado el 99% de la capacidad instalada en el mundo. Los pequeños aerogeneradores es una tecnología probada con muchos años en el mercado, y que ha sido utilizado en todas partes del mundo para autoconsumo, tanto en sistemas conectados a la red, y sistemas aislados. Las aplicaciones de los aerogeneradores en sistemas de pequeñas potencias para generación de energía eléctrica están destinadas en uso de autoconsumo y bombeo de agua principalmente. Los sistemas para uso de autoconsumo se clasifican en: Sistemas conectados a la red, y sistemas aislados. SISTEMAS CONECTADOS A LA RED. La energía eólica en aplicaciones de

pequeña potencia en sistemas conectados a la red no ha tenido un auge significativo como ha sido el caso de los paneles fotovoltaicos en actualidad, tanto a nivel mundial como local. Los aerogeneradores de pequeñas potencias pueden ser utilizados para autoconsumo, en sistemas conectados a las redes de baja tensión, como se muestra en la figura El principal objetivo de estos sistemas es disminuir el consumo de energía eléctrica tomada de la red disminuyendo así su factura eléctrica, logrando amortizar la inversión del sistema eólico de pequeña potencia. Cabe destacar, que estos sistemas no crean problemas de funcionamiento en la red como se tiene entendido, ya que el sistema de regulación (inversor) viene diseñado para mantener estable los niveles de tensión y frecuencia en el punto de conexión. Existen experiencias exitosas de sistemas eólicos de pequeñas potencias para autoconsumo conectados a la red, como es el caso de México donde hay seis sistemas eólicos de pequeña con una capacidad instalada de 23 kW conectados a la red, que

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participan en los programas de compensación (medición neta, facturación neta, y venta total). SISTEMAS AISLADOS. El uso de pequeños aerogeneradores para aplicaciones en sistemas aislados, son adecuados en lugares remotos o muy alejados de la red eléctrica, debido a que no es rentable extender las redes hasta los lugares de consumo, ya que esto representa un costo muy elevado para el distribuidor. Un sistema aislado puede ser alimentado por un aerogenerador de pequeña potencia con o sin almacenamiento (baterías), puede combinarse con paneles fotovoltaicos con o sin almacenamiento, con un generador, y podrían combinarse los tres sistemas de generación. La figura 2, muestra un esquema hibrido donde participan los tres sistemas de generación, además incluye un sistema de almacenamiento. A continuación, se una breve descripción de cada una de estas combinaciones: w Sistema aislado sin hibridación. En este sistema solo se utiliza un pequeño aerogenerador, con o sin sistema de almacenamiento. Los sistemas con almacenamiento son mas comunes debido a que garantizan a la instalación continuidad en el suministro de energía eléctrica al hogar, ya que no siempre se tiene viento disponible, pero presenta una mayor inversión inicial, así como de operación y mantenimiento. El sistema sin almacenamiento presenta la ventaja por ser más económico, con la limitante que más del 40% del tiempo no hay suministro de energía en el hogar. w Sistema aislado híbridos (eólica + fotovoltaica). Este sistema combina un aerogenerador de pequeña potencia con el uso de paneles fotovoltaicos con o sin sistema de almacenamiento. La ventaja y desventaja de usar o no almacenamiento es similar al caso anterior, con la diferencia de que la capacidad de almacenamiento en este caso será menor.

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Fig. 2. Esquema hibrido de un sistema aislado de pequeña potencia, que combina varias fuentes de generación.

Este sistema aumentaría la producción de energía sin la necesidad de tener sistema de almacenamiento, logrando así una mayor continuidad en el suministro de la energía eléctrica en el hogar. Presenta una desventaja con relación al sistema anterior, es que los costes de inversión son más elevados. Este sistema además podría aprovechar la variabilidad estacional de la radiación solar y los vientos, pudiendo haber una correlación entre la producción de energía con los paneles fotovoltaicos por el día, y por la noche con el pequeño aerogenerador. w Sistema aislado híbridos (eólica + fotovoltaica+generador). Este sistema es el mas confiable a nivel suministro eléctrico en relación con los ya mencionados, debido a que el sistema tendría una alta confiabilidad, con una alta continuidad en el suministro de energía eléctrica, sin recurrir a un sistema de almacenamiento. Este sistema es el más costoso de las opciones ya mencionadas debido a que requiere una inversión adi-

cional del generador, además de tener un costo de operación y mantenimiento mucho mas elevado. Si el lugar donde está la instalación está muy alejado de los centros urbanos, el suministro de combustible podría presentar un costo elevado para instalación, debido a los gastos de transporte. Un sistema de almacenamiento podría ser usado, en caso de que el generador solo se usaría cuando exista una falla o darles mantenimiento a los demás sistemas de generación (aerogenerador, paneles fotovoltaicos, y almacenamiento). Este último, es adecuado para industrias o comercios que en sus procesos requieren un suministro de energía eléctrica continuo. CONCLUSIONES. La generación energía para autoconsumo a partir de pequeños aerogeneradores, ha venido utilizándose desde hace mas de un siglo, siendo esta una tecnología probada y utilizada en gran parte del mundo. En la actualidad, las

fuentes de generación más utilizadas para autoconsumo, se encuentran los pequeños aerogeneradores juntamente con los paneles fotovoltaicos. Los aerogeneradores de pequeñas potencias pueden ser utilizados para diferentes aplicaciones, tales como bombeo de agua, y generación de electricidad. En república dominicana los primeros los aerogeneradores de pequeñas potencias fueron utilizados para el bombeo de agua (molinos americanos). En el país existen pocas instalaciones con aerogeneradores de pequeñas potencias para autoconsumos en sistemas sin conexión a la red, y aislados. Según información dada por instaladores de estos sistemas, muchos de estos sistemas han dejado de funcionar debido que el mantenimiento de estos sistemas requiere de personal especializado, contrario al mantenimiento de los paneles fotovoltaicos. La generación de electricidad a partir del viento es de naturaleza variable, pero gracias a la electrónica de potencia, los sistemas de regulación y conversión (inversores) modernos mantiene los niveles de tensión y frecuencia constante, logrando que la tecnología de pequeños aerogeneradores pueda ser conectados a la red sin provocar variaciones e inestabilidad. Con relación a la parte económica, en sentido generar, el uso de generadores de pequeña potencia para autoconsumo es más costoso, tanto en su inversión inicial como de operación y mantenimiento. En condiciones donde los vientos promedios sean mayores a 7 m/s, la instalación de un pequeño aerogenerador seria competitiva con la fotovoltaica, logrando duplica la energía en relación con la fotovoltaica, permitiendo que la relación producción/costo sea atractiva a la inversión. Los pequeños aerogeneradores de eje horizontal son los mas utilizados en aplicaciones para autoconsumo debido a que poseen un mayor coeficiente de potencia (producen mayor energía) en comparación con los de ejes verticales,

principalmente donde las velocidades promedio de viento son mayores a 5 m/s, presentan un valor bajo de turbulencia. Los aerogeneradores verticales de pequeñas potencias son adecuados para ser utilizados en entornos urbanos, ya que presentan la ventaja de que pueden trabajar bajo regímenes de vientos con un alto grado de turbulencia, y donde los vientos presentan grandes rachas de vientos. RECOMENDACIONES A continuación, se resumen algunas recomendaciones por parte de autor, que serian de utilidad para impulsar el uso de los pequeños aerogeneradores para autoconsumo.

ESTE SISTEMA AUMENTARÍA LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA SIN LA NECESIDAD DE TENER SISTEMA DE ALMACENAMIENTO, LOGRANDO ASÍ UNA MAYOR CONTINUIDAD EN EL SUMINISTRO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL HOGAR. PRESENTA UNA DESVENTAJA CON RELACIÓN AL SISTEMA ANTERIOR, ES QUE LOS COSTES DE INVERSIÓN SON MÁS ELEVADOS. ESTE SISTEMA ADEMÁS PODRÍA APROVECHAR LA VARIABILIDAD ESTACIONAL DE LA RADIACIÓN SOLAR Y LOS VIENTOS, PUDIENDO HABER UNA CORRELACIÓN ENTRE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA CON LOS PANELES FOTOVOLTAICOS POR EL DÍA, Y POR LA NOCHE CON EL PEQUEÑO AEROGENERADOR.

w Se recomienda la creación de mecanismo de divulgación sobre los beneficios del uso de pequeños aerogeneradores en aplicaciones de autoconsumo, ya sean conectados a la red, como en sistemas aislados. Por ejemplo, Uruguay posee una guía para consumidores sobre sistemas eólicos de pequeños para para generación de electricidad conectados a la red. Podríamos tomar como referencia estas buenas practicas que posee Uruguay, y replicarla para república dominicana. w Se recomienda realizar estudios de caracterización de vientos en zonas urbanas, como lo esta haciendo Uruguay que utiliza túneles de vientos para simular el comportamiento de los vientos en zonas con muchos obstáculos. Este punto sería interesante involucrar a las universidades a trabajar en proyectos de investigación sobre dinámica de fluidos computacional, y así estimar el comportamiento del viento en zonas urbanas. w Se recomienda realizar proyectos pilotos usando pequeños aerogeneradores verticales en zonas urbanas, por las ventajas que estos presentan en relación con los horizontales, bajo condiciones de altas turbulencias de vientos. Además de realizar pruebas de conexión a la red, con el fin de verificar los efectos de estabilidad. REFERENCIAS. • Sistemas pequeños para generación de electricidad: una guía para consumidores en Nuevo México (2007). Departamento de Energía de los EE.UU. • Curso sobre minieólica para autoconsumo. Sistemas Eólicos distribuidos y aislados, Montevideo 7 de octubre de 2019. Impartido por el CIEMAT España. • Small Wind World Report, Summary, WWEA, 2017.

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Entrevista

¿QUÉ ES LA GIZ? La GIZ es una empresa federal, sin fines de lucro, cuyo objetivo es asistir al Gobierno Federal de Alemania en el área de cooperación internacional para el desarrollo sostenible. Como proveedor de servicios en el campo de la cooperación internacional, la GIZ se dedica a dar forma a un futuro que valga la pena vivir en todo el mundo. La diversa experiencia de nuestra empresa federal está en demanda en todo el mundo, desde el Gobierno alemán, las instituciones de la Unión Europea, las Naciones Unidas, el sector privado y los gobiernos de otros países. Trabajamos con empresas, actores de la sociedad civil e instituciones de investigación, fomentando una interacción exitosa entre la política de desarrollo y otros campos políticos y áreas de actividad. Nuestro principal comitente es el Ministerio Federal Alemán de Cooperación Económica y Desarrollo (BMZ) y también actuamos por encargo de más de 200 comitentes públicos y privados en Alemania y en el extranjero como por ejemplo el Ministerio Federal de Medio Ambiente, Protección de la Naturaleza y la Seguridad Nuclear (BMU). Nuestros socios de cooperación depositan su confianza en la GIZ, y trabajamos con ellos para generar ideas para el cambio político, social y económico, para desarrollarlas en planes concretos e implementarlas. Las oficinas registradas de la GIZ se encuentran en Bonn y Eschborn, Alemania, aunque operamos en más de 130 países en todo el mundo. ¿CUÁLES SON SUS PRINCIPALES EJES DE ACCIÓN? GIZ tiene más de 50 años de experiencia en una amplia variedad de áreas, incluyendo el desarrollo económico y la promoción del empleo, la energía y el medio ambiente, la paz y la seguridad.

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GIZ en la República Dominicana La GIZ es una empresa federal, sin fines de lucro, cuyo objetivo es asistir al Gobierno Federal de Alemania en el area de cooperacion internacional para el desarrollo sostenible. La oficina de la GIZ en la Republica Dominicana tiene mas de 30 años siendo responsable no solo para el pais sino para toda la region del Caribe.

¿QUÉ TIEMPO TIENEN EN REPÚBLICA DOMINICANA? La oficina de la GIZ en la República Dominicana tiene más de 30 años siendo responsable no solo para el país sino para toda la región del Caribe. ¿LOS FONDOS DE LA GIZ SON PRIVADOS O PÚBLICOS? La mayoría de los fondos de la GIZ son públicos. La rentabilidad y el cumplimiento son claves para la eficiencia y la viabilidad a largo plazo de GIZ, constituyen la base de la confianza depositada en nosotros. Actuando de manera rentable, mejoramos la eficacia de nuestro trabajo y por lo tanto somos capaces de ofrecer a nuestros clientes servicios eficaces y eficientes. La rentabilidad también consiste en garantizar el uso adecuado de los fondos públicos y, por lo tanto, está estrechamente relacionada con el cumplimiento. El comportamiento responsable y el cumplimiento del marco regulatorio sustentan el trabajo de GIZ y su credibilidad. Por lo tanto, el cumplimiento y la rentabilidad benefician a nuestros clientes, países socios y, en última instancia, al contribuyente alemán. Sin embargo, sobre todo, benefician a las personas a las que ayudamos a construir un futuro mejor. ¿CUÁNTOS PROYECTOS ESTÁN EJECUTANDO ACTUALMENTE? Actualmente la GIZ está implementando los siguientes proyectos en la República Dominicana: • Proyecto Transición Energética - Fomento de Energías Renovables para Implementar los Objetivos Climáticos en la República Dominicana • Proyecto Cli-RES/TAPSEC: Climate Resilient and Sustainable Energy Supply in the Caribbean/Technical Assistance Programme for Sustainable Energy in the Caribbean • Proyecto CAReBios: Aumento de la Capacidad Ecosistémica en las Reservas de Biósfera Fronterizas en Haití y la República Dominicana • Programa de Restauración de Paisajes Forestales en América Central y República Dominicana (“REDD+ Landscape”)

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Adicionalmente, el Proyecto trabaja en un eje transversal de comunicación y sensibilización para reducir el escepticismo y ampliar los conocimientos sobre energías renovables y el cambio climático en la sociedad.

• Programa DABio: Desarrollo de la Alianza Mesoamericana por la Biodiversidad - Proyecto Biodiversidad y Negocios ¿CÓMO VEN EL FUTURO DE LA ENERGÍA RENOVABLE EN REPÚBLICA DOMINICANA? La República Dominicana cuenta con condiciones idóneas para desarrollar e integrar diversas fuentes de energía renovable. Sin embargo, actualmente la generación de energía eléctrica en el país se basa principalmente en combustibles fósiles, contribuyendo con 1/3 al inventario de Gases de Efecto Invernadero (GEI) a nivel nacional. En el 2017, 83.3% de la generación de energía eléctrica fue basada en combustibles fósiles y solo el 16.7% fue generado por energías renovables. El país tiene como meta climática que para el año 2025, las energías renovables contribuyan el 25% de la generación eléctrica y, para el 2030, haber reducido las emisiones de gases de efecto invernadero en un 25% en comparación con el 2010. Ante dicho escenario y el aumento de la demanda de energía eléctrica dada por el gran crecimiento económico de la República Dominicana son necesarias la implemen-

tación de reformas de gran alcance a nivel político, institucional, regulatorio y financiero que contribuyan a aumentar la proporción de energías renovables y mejorar la eficiencia energética. ¿OBEDECEN LAS POLÍTICAS PÚBLICAS A UN MERCADO EN TRANSICIÓN ENERGÉTICA? A pesar de que existe la ley 57-07 que incentiva el desarrollo de proyectos de energía renovable, así como el reglamento de generación distribuida, la normativa dominicana tiene muchas oportunidades de mejora para facilitar una transición energética. Políticas claves como códigos de conexión específicos para proyectos de energía renovable variable, normativas para sistemas de almacenamiento a gran escala aún no están presentes en el marco regulatorio dominicano. Además, algunas de estas normativas presentan, de manera no intencional, un impedimento para el crecimiento de las energías renovables, ejemplos de esto es la dificultad de tramitar un proyecto de energía renovable, cosa que esperamos mejorar a través de nuestro apoyo a las instituciones del sector en implementar una ventanilla única para proyectos de energía renovable. ¿CÓMO HA SIDO EL APOYO ESTATAL A LA MOVILIDAD ELÉCTRICA? Desde el punto de vista de la GIZ, el aumento de los vehículos eléctricos es inevitable, esta es la tendencia mundial y no esperamos nada menos para la República Dominicana. Entendemos que será mucho más viable y significativo para la disminución de la emisión de gases de efecto invernadero, si esta creciente penetración viene acompañada de un aumento proporcional de las energías renovables variables en el país. Pero hay que tomar en cuenta que la movilidad eléctrica solamente tiene sentido si la generación eléctrica proviene de energía renovables. ¿VE COMPROMISO DEL SECTOR PRIVADO EN LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA? Los últimos 7 años han visto una cre-

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Entrevista ciente participación del sector privado en la transición energética, desde sistemas a gran escala como en aquellos de generación distribuida. Esto va desde proyectos de generación, compañías de instalación de equipos fotovoltaicos, etc. Es por esto que es necesario promover políticas públicas que permitan una mayor inversión del sector privado. ¿QUÉ TIEMPO TENDRÁ EL PROYECTO DE DURACIÓN? El Proyecto Transición Energética inició en julio del 2017 y estará hasta junio del 2022. ¿HABRÁ UN SEGUIMIENTO A LAS POLÍTICAS E INVERSIONES REALIZADAS O TODO QUEDARÁ EN MANOS LOCALES? El trabajo de GIZ, como cooperación técnica, está orientado sistemáticamente hacia los resultados, el criterio por el cual medimos el éxito de nuestro trabajo. Nuestro objetivo es contribuir a un cambio positivo a largo plazo en cooperación con nuestros socios. Desde la planificación hasta la evaluación, GIZ analiza periódicamente su trabajo y los resultados obtenidos. El proceso consiste en recopilar y resumir resultados, estos resultados agregados mejoran el sistema integral de gestión de la calidad de GIZ. Los resultados y los informes resumidos de las evaluaciones individuales de proyectos se publican en el sitio web del proyecto, al igual que el Informe de Evaluación, que se publica cada dos años. Al hacer pública la información, GIZ apoya los esfuerzos internacionales encaminados a aumentar la transparencia y promover el intercambio de conocimientos y experiencias en cooperación internacional. ¿HAN REALIZADO ALGÚN ESTUDIO DEL POTENCIAL DE GENERACIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE? Actualmente nos encontramos en el proceso de realizar este estudio con la colaboración y el apoyo del Ministerio de Energía y Minas de la República Dominicana. Esperamos tener los resultados dentro de los próximos meses. ¿CÓMO VEN EL ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA COMO MEDIO DE IMPULSAR LAS RENOVABLES? El avance de las tecnologías de almacenamiento de energía, especialmente el de las baterías,

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GIZ apoya los esfuerzos internacionales encaminados a aumentar la transparencia y promover el intercambio de conocimientos y experiencias en cooperación internacional.

jugarán un papel fundamental para fomentar las energías renovables en el país. Permitirán a las centrales de energía renovable ofrecer energía con menos fluctuaciones y almacenar su energía generada cuando deban ser restringidas sus inyecciones al sistema eléctrico nacional por congestión en la red. Además, existe una gran oportunidad de mejora en la normativa dominicana para que permita la remuneración de algunos servicios que son capaces de ofrecer los medios de almacenamiento, como regulación de frecuencia y arranque en negro. Es por esto que el Proyecto Transición Energética está apoyando a la Superintendencia de Electricidad en elaborar una reglamentación que tome esta posibilidad en cuenta. ¿QUÉ ES EL PROYECTO TRANSICIÓN ENERGÉTICA? El Proyecto Transición Energética - Fomento de Energías Renovables para Implementar los Objetivos Climáticos en la República Dominicana es un proyecto por encargo y financiado por el Ministerio Federal de Medio Ambiente, Conservación de la Naturaleza y Seguridad Nuclear de Alemania (a través de la Iniciativa Internacional de la Protección del Clima – IKI). Implementado junto

Eléctrica Dominicana (ETED); Empresa de Generaración Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID); Unidad de Electrificación Rural y Sub-Urbana (UERS); Oficina Nacional de Meterología (ONAMET); Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE); Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) y el Instituto Tecnológico de Santo Domingo (INTEC).

a nuestro socio político, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y otros 16 socios del sector de energía y clima del país, con un volumen de 4,8 millones de euros. El objetivo de este Proyecto es apoyar a los actores claves de la política climática y energética de la República Dominicana a desarrollar acciones para la transformación hacia un sector energético sostenible, bajo en emisiones de gases de efecto invernadero y compatible con el clima, lo que contribuiría con el cumplimiento de los objetivos climáticos nacionales y los compromisos internacionales. ¿CUÁLES SON LOS SOCIOS DEL PROYECTO TRANSICIÓN ENERGÉTICA? Nuestro socio político es el Ministerio de Energía y Minas. Adicionalmente contamos con 16 socios del sector energía y clima del país, estos son: Ministerio de Economía, Planificación y Desarrollo (MEPyD); Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales; Comisión Nacional de Energía(CNE); Superintendencia de Electricidad (SIE); Consejo Nacional de Cambio Climático y Mecanismos de Desarrollo Limpio (CNCCMDL); Organismo Coordinador (OC); Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE); EDESUR; EDEESTE; EDENORTE; Empresa de Transmisión

Desde el punto de vista de la GIZ, el aumento de los vehículos eléctricos es inevitable, esta es la tendencia mundial y no esperamos nada menos para la República Dominicana. Entendemos que será mucho más viable y significativo para la disminución de la emisión de gases de efecto invernadero, si esta creciente penetración viene acompañada de un aumento proporcional de las energías renovables variables en el país. Pero hay que tomar en cuenta que la movilidad eléctrica solamente tiene sentido si la generación eléctrica proviene de energía renovables.

EN CÚALES ÁREAS O EJES SE ENFOCA EL PROYECTO TRANSICIÓN ENERGÉTICA? El Proyecto Transición Energética trabaja en cinco ejes principales: 1. Mejorar el marco institucional y normativo del sector energético para facilitar mayores inversiones en energías renovables, como por ejemplo los procesos de licitaciones y la implementación de la “ventanilla única”. 2. Apoyar el desarrollo de nuevos instrumentos de financiamiento para energías renovables en la banca nacional. 3. Ampliar las capacidades de las instituciones públicas relevantes, así como las empresas privadas del sector energético, para desarrollar el inventario de gases de efecto invernadero además de definir y priorizar sus potenciales de mitigación. 4. Profundizar las capacidades en el tema de la integración de energías renovables en el sistema eléctrico. 5. Apoyar el desarrollo de proyectos pilotos asociativos e innovadores con el objetivo de generar una mayor aceptación para las energías renovables en la ciudadanía. Adicionalmente, el Proyecto trabaja en un eje transversal de comunicación y sensibilización para reducir el escepticismo y ampliar los conocimientos sobre energías renovables y el cambio climático en la sociedad. www.transicionenergetica.do Facebook – Transición Energética RD Twitter – TransEnergetica YouTube - Transición Energética RD RD ENERGÍA | EDICIÓN 2019-2

Nuestros Técnicos ngeniero Mecánico Electricista Mención Eléctrica de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD), con más de 17 años de labor continua en el sector eléctrico dominicano. Tiene un Máster en Regulación Económica de la Industria Eléctrica por la Universidad Pontificia Comillas e Instituto Global de Altos Estudios (FUNGLODE), un Diplomado de Métodos Estadísticos por la Universidad Católica de Santo Domingo y un Diplomado en Formulación y Evaluación de Proyectos en el Instituto Tecnológico de Santo Domingo (INTEC). En sus inicios en el sistema eléctrico dominicano, empezó a laborar en la Comisión Nacional de Energía (CNE), donde fungió como Ingeniero Encargado No Cortables, realizando Programas de Eficiencia Energética en Edificaciones Públicas, proyectos de Auditorías Eléctricas y el Plan Expansión de Generación. Siguió su desarrollo profesional en el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Interconectado (OC), como Ingeniero Comercial División Transacciones, donde realizaba los Cálculos de las Transacciones Económicas de Energía y Potencia en el mercado Spot, los Cálculos de los Costos Marginales de Corto Plazo de Energía, entre muchas otras responsabilidades de índole comercial. Además de la preparación formal universitaria, ha obtenido

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Augusto

BELLO

En sus inicios en el sistema eléctrico dominicano, empezó a laborar en la Comisión Nacional de Energía (CNE), donde fungió como Ingeniero Encargado No Cortables, realizando Programas de Eficiencia Energética en Edificaciones Públicas, proyectos de Auditorías Eléctricas y el Plan Expansión de Generación.

importantes conocimientos a través de múltiples cursos, entre los cuales están Economía de la Regulación de la Actividad de Generación y Mercado Mayorista, Curso Avanzado de Operación y Control de Sistemas Eléctricos de Potencia, IEEE PES Conference on Innovative Smart Grid Technologies, II Conferencia Latinoamericana, Gestión Integral de Contratos en la Industria Energética, entre muchos otros. Todo lo anterior lo llevó a obtener el puesto de Director de Compra de Energía y Regulación, Empresa Distribuidora de Electricidad del Este (EDEESTE), donde lleva más de 6 años de labor ininterrumpida. El Ingeniero Bello además de sus funciones como Director de Compra de Energía y Regulación, desarrolla charlas y conferencias relacionadas al sector en diferentes lugares, tales como el Colegio Dominicano de Ingenieros, Arquitectos y Agrimensores (CODIA), INPROCA, INTEC, UTESA, PUCMM, Universidad Central del Este y es invitado de manera frecuente a programas de radio y televisión para hablar del sector eléctrico.

La preparación académica del ingeniero Augusto Bello y su desempeño laboral, le otorgó el puesto de Gerente de Compra de Energía en la Empresa Distribuidora de Electricidad del Este (EDEESTE); donde además de las funciones naturales del puesto, también fungió como Representante Suplente Bloque de Distribución, Consejo de Coordinación del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Interconectado y después Representante Titular del Bloque de Distribución.

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EFICIENCIA ENERGÉTICA

Vehículos eléctricos en República Dominicana La transición energética de la mano de la movilidad eléctrica es una realidad y aquí en nuestro país está en nuestras calles, tal como nos lo muestra Carlos Lantigua de Energuia.

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¿DESDE CUÁNDO TIENES UN VEHÍCULO ELÉCTRICO? Marzo 2016

¿ES EL PRECIO UNO DE LOS CONDICIONANTES A LA HORA DE ELEGIR? Totalmente, ya que los precios usualmente van asociados a la autonomía.

¿QUÉ VEHÍCULO ELÉCTRICO ES EL QUE CONDUCES Y POR QUÉ TE DECIDISTE POR ESA MARCA? Nissan Leaf, por su pconfiabilidad, bajo costo. Es el EV más vendido en el mundo hasta ese momento.

¿SI TE TUVIERAS QUE COMPRAR UN NUEVO VEHÍCULO, VOLVERÍAS A APOSTAR POR UN VEHÍCULO ELÉCTRICO? ¿POR QUÉ? Seguro, no vuelvo a comprar un vehículo propio de combustible, a menos que me lo requiera alguna condición especial, el ahorro es de alrededor 70% y el mantenimiento nulo en casi 3 años.

¿DÓNDE COMPRASTE TU ELÉCTRICO? Importación USA ¿RECARGAS TU VEHÍCULO ELÉCTRICO EN CASA? ¿QUÉ CARGADOR USAS? ¿CÓMO ORGANIZAS LA RECARGA? En la Oficina, con un sistema fotovoltaico En la casa con una derivación del panel de distribución de medidores del edificio. https://youtu.be/T3iy8v19vSg ¿CÓMO DECIDISTE QUE CARGADOR ERA EL IDEAL PARA TI? Buscando que la potencia de salida fuera configurable para administrar mi demanda. ¿QUÉ USO HACES DEL VEHÍCULO ELÉCTRICO? ¿TE SOBRA AUTONOMÍA? Uso diario, unos 35km al día, lo cargo cada 2-3 días. 120km autonomía. ¿TE HAS QUEDADO ALGUNA VEZ TIRADO SIN BATERÍA? ¿CÓMO FUE LA EXPERIENCIA? Una vez camino de Bani, el carro va ida y vuelta al límite y ese día salí de ruta y me quedé faltando 5km para mi destino, llame una grúa hasta el punto de recarga. ¿ES FRECUENTE VER VEHÍCULOS ELÉCTRICOS CIRCULANDO?, ¿CUÁNTOS VEHÍCULOS ELÉCTRICOS HAY EN REPÚBLICA DOMINICANA? Cada día es más frecuente en Santo Domingo, Santiago y Punta Cana. Al día de hoy aproximadamente entre 500-600 EV’s

¿QUÉ LE DIRÍAS A LAS PERSONAS QUE ESTÁN PLANTEÁNDOSE HACER EL CAMBIO PARA QUE SE ANIMARAN A HACERLO? Claro que sí, mi experiencia ha sido genial. ¿QUÉ DICEN TUS AMIGOS CUANDO SE DAN CUENTA DE QUE HAN SUBIDO A UN VEHÍCULO ELÉCTRICO? ¿TIENES ALGUNA ANÉCDOTA? Aquí le comparto una en mi canal https://youtu.be/epx6C7fQErE ¿HAY PUNTOS DE RECARGA EN LA VÍA PÚBLICA? Varios y gratis, entrando a Plugshare puedes encontrar la mayoría ¿QUÉ TE IMPULSÓ A REALIZAR EL CAMBIO DE VEHÍCULO DE COMBUSTIÓN INTERNA (VCE) A VEHÍCULO ELÉCTRICO (VE)? Mi área de trabajo, el ahorro, medio ambiente, la tecnología. ¿ESTÁ SIENDO UN FRENO LA AUTONOMÍA DE LOS VEHÍCULOS? Ya hay ofertas desde 120km hasta 600km de autonomía, hasta ahora no ha sido mayor inconveniente, pero definitivamente es importante contar con una red de carga para viajar al interior.

¿CÓMO VES EL FUTURO DEL VEHÍCULO ELÉCTRICO EN REPÚBLICA DOMINICANA? Promisorio, independiente de los concesionarios, la importación aumenta exponencialmente y los mercados internacionales apuntan a que esa es la vía acordada por la industria a desarrollar por las próximas décadas cuanto menos. ¿ES SUFICIENTE EL INCENTIVO DEL ESTADO A LOS VEHÍCULOS ELÉCTRICOS? Diría que faltan elementos importantes, se podría propiciar desmontar el 100% del arancel sin importar procedencia, hacer una ventanilla única ya que el proceso es un dolor de cabeza y un marco regulatorio para impulsar las redes de carga públicas y residenciales. ¿QUIERES CONTARNOS ALGO MÁS? En mi canal de youtube les cuento de todo y algo más.

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EFICIENCIA ENERGÉTICA

América Latina y el Caribe, situación energética La Agenda de Desarrollo Sostenible 2030 y el Acuerdo de París han establecido el camino a la descarbonización. El recorrido se enfrenta a múltiples desafíos, entre ellos, conciliar los esfuerzos para lidiar simultáneamente con la lucha contra el cambio climático, el desarrollo energético y la transición justa, en un escenario caracterizado por la urgencia climática y por profundas desigualdades económicas. 1

ara cumplir con los objetivos previstos en el Acuerdo de París y en la Agenda 2030, los países y la economía global han iniciado su recorrido en un sendero de descarbonización impulsado por la transición energética hacia energías bajas en carbono y sostenibles. Este sendero incluye el despliegue de capacidades materiales (nuevas tecnologías, reorientación de recursos financieros), reformas sustanciales de las instituciones y procesos de formulación de política energética (visión integral, intersectorial y transversal), y una deconstrucción y construcción de ideas y narrativas que inciden en la conformación de estructuras históricas alternativas. Asimismo, la transición energética difiere de transiciones anteriores en cuanto se exige que la misma sea “justa” y “sostenible”.

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PRECIOS DE ELECTRICIDAD RESIDENCIAL EN LA ZONA DE LA CELAC

América Latina y el Caribe (ALC) es una región en desarrollo, con importantes desigualdades económicas y sociales, exportadora de recursos naturales y materias primas, altamente dependiente de esos ingresos para su crecimiento económico, y, en términos energéticos, conjuga los intereses tanto de países consumidores como de productores y exportadores netos de energía. Esta dependencia y multiplicidad de intereses generan contradicciones en la definición de políticas de cambio climático y transición energética que constriñen la acción interior y exterior de los países, en un escenario de por sí paradójico, dado que esta misma dependencia los hace

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Energía

económicamente más vulnerables a los impactos del cambio climático sobre los sistemas naturales. América Latina y el Caribe no tiene un orden supranacional, que establezca las reglas y objetivos para las energías renovables. Sin embargo, la mayoría de los países han acor¬dado participar en el esfuerzo establecido por el Acuerdo Climático de París adoptado en la Conferencia de las Partes (COP21). La región ya posee una matriz de generación un tanto renovable mediante el uso de su capacidad hidroeléctrica. Por tanto, los objetivos que impulsan a los países hacia el uso de generación renovable serían mantener la matriz energética limpia en un contexto de creciente demanda, diversificando las fuentes (en un contexto de disminución de la dis¬ponibilidad potencial de hidroelectricidad), seguridad energé-

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tica y también aspectos de la política industrial. Al implementar las políticas de energía, los precios finales son siempre una preocupación importante: precios más altos pueden constituir un problema social (debido a grupos de bajos ingresos) y un tema económico (ya que algunas de las industrias intensivas de energía en ALC compiten internacionalmente). La Figura muestra la comparación de los precios residenciales de la región. Hay una importante dispersión de precios finales entre los países, y hay una tendencia a tener precios más bajos en los países con recursos de combustibles fósiles tales como Argentina, Bolivia, Venezuela, México y Trinidad y Tobago. 2América Latina y el Caribe (ALyC) está realizando importantes esfuerzos con el fin de alcanzar la universalización

del acceso a la energía eléctrica. La brecha se ha ido acortando cada vez más, y si bien la mayor parte de las zonas que aún quedan sin electrificar son las de más difícil acceso, de mantenerse las actuales tasas de incremento se podría alcanzar el objetivo de cobertura eléctrica total fijado para el 2030 por la Iniciativa Sustainable Energy For All (SE4ALL) y establecido en la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible (ADS2030). La subregión Caribe presenta un rezago relativo importante, donde se constata con inquietud la ralentización en el crecimiento de la cobertura experimentada en los últimos años. El muy bajo nivel de cobertura eléctrica que presenta Haití explica en gran parte los bajos guarismos de este indicador para la subregión Caribe, en la medida que de los siete millones de habitantes sin acceso a la electricidad, 6.5 millones residen en Haití.

3El Banco Interamericano de Desarrollo – BID- indica que la región de América Latina y el Caribe tiene solamente el 8,5% de la población mundial, sin embargo, esto significa que al año 2014 la región contaba con alrededor de 600 millones de habitantes, donde el 68% de dicha población (402 millones de habitantes) se ubicaban en América del Sur, el 27% (162 millones) en Centroamérica y México y el 5% del total (26 millones) se ubicaban en el Caribe. A pesar de que al año 2014 el 96% de la población de la región tenían acceso a electricidad, el 4% restante deja

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Energía

a 26 millones de latinoamericanos si acceso a energía, en América del Sur esto representa 12 millones, en Centro América y México 6 millones y en El Caribe 8 millones. En este sentido, la región debe buscar soluciones que permitan a estos habitantes acceso a energía limpia y de calidad. Según datos del BID, para poder suplir la demanda de electricidad requerida al año 2030 la región requiere duplicar su capacidad instalada hasta 600 GW para lo que se requiere una inversión cercana a los 430 mil millones de US dólares. El potencial de energía renovable en América Latina y el Caribe es lo suficiente como para cubrir 22 veces las necesidades eléctricas proyectadas para el 2050. En materia de electricidad, el mismo informe de estadísticas de OLADE 2014, muestra que dentro de los países de la región que cuentan con

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una matriz eléctrica más renovable, se destacan Paraguay, Uruguay, Belice, Costa Rica, Colombia y Brasil, quienes poseen una participación de renovables por arriba del 70% en su matriz de generación eléctrica. Luego siguen Guatemala, Panamá, Venezuela, Perú y Ecuador que poseen una participación de renovables porarriba del 50% en su matriz de generación eléctrica. Sin embargo es importante destacar los esfuerzos que están realizando la mayoría de países de la región por un mayor aprovechamiento de los recursos renovables de que disponen. Los países de la subregión Caribe tienen altos porcentajes de producción de electricidad con combustibles fósiles, tal es el caso de Guyana, Granada, Haití y Trinidad Tobago con un 100%, por otro lado, algunos de los países como República Dominicana y Jamaica con un 9% y un 4% respectivamente.

Según OLADE, al 2014, la región LAC tiene un índice de renovabilidad de un 25,36%. Si se analizan las subregiones, se tiene que en Centroamérica este índice es cercano al 50%, en la zona andina al 20% y en el Caribe solamente un 14% (Grafico No.4). Haití, a pesar de que la generación de electricidad es 100% con combustibles fósiles, tiene el mayor índice de renovabilidad debido al alto uso de biomasa, específicamente leña para cocción de alimentos.

1 “El cambio climático y el desarrollo energético sostenible en América Latina y el Caribe al amparo del Acuerdo de París y de la Agenda 2030”, Lennys Rivera Albarracín, Fundacion Carolina, 2019. 2 “Avances en materia de energías sostenibles en América Latina y el Caribe: Resultados del Marco de Seguimiento Mundial, informe de 2017”, Manlio F. Coviello, Beno Ruchansky, CEPAL, 2017. 3“Desarrollo Sostenible y Matriz Energética en América Latina. La universalización del acceso a la energía limpia”, 2016

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