Revista RD ENERGÍA Edición 2020-1 by revistardenergia

LA REVISTA DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA EDICIÓN 2020-1

Nuevas caras y nuevos planes

en el sector eléctrico dominicano

04 Costos marginales y Punta Catalina

Energía Hidráulica

Sobrecarga en transformadores

CONTENIDO

LA REVISTA DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA

Edición 2020-1

LA REVISTA DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA EDICIÓN 2020-1

Nuevas caras y nuevos planes

en el sector eléctrico dominicano

14 Asignar al Ministerio de Energía y Minas (MEM) la coordinación, dirección y administración de las políticas públicas de energía y de minas, a fin de eliminar la actual dispersión y proliferación de organismos públicos en el sector.

DE PORTADA

Nuevas caras y nuevos planes en el sector eléctrico dominicano

04 Costos marginales y Punta Catalina

Energía Hidráulica

Sobrecarga en transformadores

04 ENERGÍA Costos marginales y Punta Catalina

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

Ventas publicidad@nuvel.com.do Diseño y Dirección de Arte SIMÉTRICA ESTUDIO GRÁFICO Fotografías Arlette Moya

BIOGRAFIÍA Michael Faradayl

ENERGÍA Estadíticas del SENI 2019

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

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TECNOLOGíA Energía Hidráulica

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ENERGÍA Sobrecarga en transformadores de potencia

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

CARTA DEL

EDITOR

El sector energético en un cambio de gobierno ES UN HECHO QUE LUIS ABINADER, BAJO LA SOMBRILLA DEL PRM, ES EL PRESIDENTE ELECTO DE LAS RECIÉN PASADAS ELECCIONES Y PRESIDENTE DEL CUATRIENIO 2020-2024. Esto trae cambios seguros en los mandos altos de todos los sectores gubernamentales y sobre todo del sector energía. Los cambios son comunes y necesarios para un buen desempeño de las nuevas autoridades y poder aplicar las ideas y planes que traen consigo. Pero el gobierno toma un sector energético con muchos temas pendientes y otros que son cuestionados por gran parte de la población y de algunos técnicos especializados. De todos ellos el que más llama la atención es de la central Térmica Punta Catalina. Este nuevo gobierno tiene la encomienda de declarar comercialmente una plata energética que ha tenido cuestionamientos y, por decirlo de alguna manera, enfrentamientos entre técnicos especializados en la materia y ha puesto en tela de juicio las condiciones técnicas bajo la cual fue contratada la construcción de dicha planta. Se hace necesario un entendimiento de todos actores para poder, de manera definitiva, sacar el sistema eléctrico dominicano del punto muerto, en varios temas, en que estamos. Es obligatorio llegar a una conclusión con el tema del Pacto Eléctrico, urge poner de manera clara las leyes y normas que deben sustentar la minería en suelo dominicano. Estamos obligados a vernos en el futuro cercano con una agenda de la mano de la transición energética y sobre todo, que tener 24h de energía eléctrica no sea un privilegio. Todos los dominicanos estamos aunando esperanzas y dispuestos a apoyar todas las decisiones del nuevo presidente de la República Dominicana y poder tener el sistema energético que todos anhelamos.

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SECTOR ENERGÍA

Costos marginales y Punta Catalina A

medida que crece el mercado (de cualquier tipo) se debe observar la optimización de los recursos (manejar escasez) y la maximizan de las utilidades – minimizar costos como condiciones económicas necesarias para abastecer a la demanda.

La electricidad es un bien que tiene ciertas características como las siguientes: •L a demanda de electricidad es estacional en el corto y largo plazo con altos grados, de aleatoriedad. • La electricidad no es almacenable en nuestro mercado. • Elevada inelasticidad del consumo. Para saber el costo, la empresa eléctrica se podría basar en el costo medio y el costo marginal ya sea en el corto plazo y el largo plazo.

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Económicamente, cuando se inicia un mercado como tal, el bien que se produce puede ser banal o colectivo, el banal es comercial a gran público: comida, vivienda, vestido, etc y los bienes colectivos: tiene que ver con los recursos naturales y a disposición de la sociedad como ejemplo: el aire, el agua.

CONSIDERE ESTAS ECUACIONES: Costo Total: Costo Fijo +Costo Variable Costo Medio: Costo Total/ Producción Costo Marginal: El costo de la unidad adicional producida para cubrir la demanda (Corto Plazo). Mientras que en el largo plazo sería el costo de anticipación o de la tecnología que cubra la máxima demanda pico en el largo plazo. CMg = ∂CT / ∂Q El costo marginal es un concepto fundamental en la teoría microeconómica, debido a que se utiliza para determinar la cantidad de producción de las empresas y los precios de los productos. Específicamente, la teoría dice que en un mercado perfectamente competitivo, los precios deben ser iguales a los costes marginales de producción. El uso de los costes marginales para calcular los precios de mercado tiene su justificación en la teoría microeconómica. Los costes marginales “de corto plazo”, esto es, los costes en que se incurre cuando el sistema eléctrico tiene que reaccionar ante el incremento de la demanda con sólo tiempo para responder con las plantas instaladas y disponibles. También podrían examinarse los costes marginales “de largo plazo”, los costes cuando el sistema tiene varios años para prepararse para el incremento de la demanda, y por lo tanto es capaz de ajustar la capacidad de generación instalada para responder mejor al cambio. Los precios de mercado que se basan exclusivamente en los costes marginales de generación de corto plazo no garantizan en principio que cualquier generador recupere sus costes, incluido un rendimiento razonable de la inversión. El Precio de Mercado (PM) es igual al Coste Marginal (CM) del último grupo despachado. Idealmente es el coste variable del grupo más caro despachado.

Las tecnologías punta deberían incluir sus costes fijos (si no existieran pagos regulados). En la práctica la definición del Costo Marginal no es clara por existir solapamientos de los períodos y costes fijos de operación. (Centrales despachadas en valle para poder funcionar en punta / Rampas, tiempos y costes de arranque). Los costos marginales son costos de abastecer la última unidad de consumo en una cierta industria. NO SON los costos de abastecer la totalidad de la demanda. Tarificar a costos marginales de expansión y de operación permite rentar tanto inversiones como operación del sistema completo bajo el supuesto que este está eficientemente adaptado en oferta y demanda. Sin negar sus ventajas sobre los otros tipos de tarificación en el plano de la no discriminación y de la eficiencia económica, la tarificación marginalista continúa siendo un instrumento necesario pero insuficiente para escoger las elecciones de consumidor y jalonar el conjunto del mercado eléctrico hacia el estado óptimo de asignación de los recursos.

Usuarios No Regulados, comprando, vendiendo y transportando electricidad. Comprende el Mercado de Contratos y el Mercado Spot. Mercado de Contratos: Es el mercado de transacciones de compra y venta de electricidad basada en contratos de suministro libremente pactados. •P ermite estabilizar los precios de venta. • Controlar el riesgo del negocio. • Para realizar contratos de largo plazo con empresas distribuidoras es necesario la participación del regulador.

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA Es el mercado eléctrico en el cual interactúan las Empresas Eléctricas de Generación, Transmisión y Distribución y Comercialización, así como los

1http://www.sectorelectricidad.com/10785/ uso-de-costos-marginales/ 2https://adie.org.do/

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SECTOR ENERGÍA MercadoSpot: Es el mercado de transacciones de compra y venta de electricidad de corto plazo no basado en contratos a término cuyas transacciones económicas se realizan al Costo Marginal de Corto Plazo de Energía y al Costo Marginal de Potencia. • Spot=Las diferencias entre la producción de las empresas generadoras y sus contratos se transfieren en el Spot. • El precio para valorizar las transferencias es el costo marginal instantáneo. • Costo Marginal de la Energía. (El despacho de las centrales del sistema se realiza tomando en cuenta una lista de mérito semanal. • Los contratos no intervienen.

Esta gráfica nos muestra el efecto positivo que ha tenido la Central Térmica Punta Catalina en a reducción del CMg. Con la entra de PC-1 en 27 de febrero 2019. Se puede apreciar cómo empieza a aplanarse la curva de tendencia de los costos a partir de marzo del mismo año. Debemos recordar que la central no entra en operación en plena eficiencia, sino que, como a toda central, se le deben hacer ajustes durante un tiempo para poder llevarla a la operación óptima, por lo que la entre mayo y junio, vuelve a subir el CMg y después se puede apreciar la franca reducción de dichos costos.

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Desde nuestro nacimiento, y hasta dar los primeros pasos, hemos estado rodeados de personas que nos protegen y nos animan a caminar. Hoy, al cumplir siete (07) años, queremos agradecer a todas aquellas personas que han estado a nuestro lado, caminando juntos, permitiéndonos servirles mejor cada día. A todos, Gracias.

Telf: 809-595-5156 / Cel.: 809-819-8519 Email: soltop.srl@gmail.com

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Biografía

Michael Faraday 8

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Primeros años Faraday nació en la aldea de Newington Butt que es ahora parte del municipio de Southwark (prácticamente en el centro de Londres), pero que, en aquel entonces, era una zona suburbana del condado de Surrey. No provenía de una familia rica. De niño, la madre de Faraday lo sacó del colegio porque los métodos y castigos para los niños eran terribles; la maestra de Faraday se burlaba y le castigaba por no pronunciar bien la “R”. Faraday comenzó a estudiar por su cuenta, pero su creatividad e ingenio lo llevarían a la fama a pesar de no tener una formación rigurosa en ciertos campos de la ciencia. Su padre, James, se trasladó junto a su esposa y sus dos hijos a Londres durante el invierno de 1791, desde Outhgill, en Westmorland, donde trabajó como aprendiz del herrero del pueblo. Michael nació durante el otoño de ese año. El joven Michael Faraday, el tercero de cuatro hermanos, llegó a ser, a la edad de 14, aprendiz de George Riebau, encuadernador y vendedor de libros de la ciudad. Durante los siete años que duró su aprendizaje, Faraday leyó muchos libros, entre ellos The improvement of the Mind, de Isaac Watts, implementando con gran entusiasmo los principios y sugerencias ahí escritos. Durante esta época también desarrolló su interés por la ciencia, especialmente por el fenómeno eléctrico. Vida adulta En 1812, a la edad de 20 años, y ya en el fin de su proceso de aprendizaje de encuadernador, Faraday comenzó a asistir a las conferencias del destacado químico inglés Humphry Davy, de la Royal Institution y de la Royal Society, y de John Tatum, fundador de la City Philosophical Society. La mayoría de las invitaciones para las conferencias fueron ofrecidas a Faraday por William Dance, uno de los fundadores de la Royal Philharmonic Society. Faraday, posteriormente, envió a Davy un libro de 300 páginas basado en notas que él mismo

En 1825 Michael Faraday inició las Royal Institution’s Christmas Lectures, una serie de charlas anuales sobre curiosidades y avances científicos de la época dirigidas especialmente a los niños que, como él mismo, no tuvieron acceso a una educación de mayor nivel.

había tomado durante esas conferencias. La respuesta de Davy fue inmediata, amable y favorable. Davy, durante un experimento con tricloruro de nitrógeno, se dañó gravemente la vista, por lo que decidió contratar a Faraday como su secretario. Cuando uno de los asistentes de la Royal Institution, John Payne, fue despedido, Humphry Davy se vio en la necesidad de buscar un sustituto para el puesto, designando a Faraday asistente de química de la Royal Institution, el 1 de marzo de 1813. En la clasista sociedad inglesa de la época, Faraday no era considerado un caballero. Cuando Davy decidió emprender un viaje por el continente en 1813-1815, su sirviente prefirió no ir. Faraday, que iba en calidad de asistente científico, se vio forzado a suplir las tareas del sirviente hasta que se pudiera encontrar uno nuevo en París. La esposa de Davy, Jane Apreece, se negaba a tratar a Faraday como un igual (le obligaba a viajar fuera del carruaje, comer con los sirvientes, etcétera), le hacía que su vida resultase tan miserable, que lo llevó a contemplar la idea de regresar a Inglaterra solo y abandonar la ciencia. El viaje, sin embargo, le dio acceso a la élite

Durante los siete años que duró su aprendizaje, Faraday leyó muchos libros, entre ellos The improvement of the Mind, de Isaac Watts, implementando con gran entusiasmo los principios y sugerencias ahí escritos. Durante esta época también desarrolló su interés por la ciencia, especialmente por el fenómeno eléctrico.

científica europea y sus fascinantes y estimulantes ideas. A partir de 1821 Faraday se consagró al estudio de la electricidad y del magnetismo, campos donde iba a conseguir sus más grandes logros. Desde 1825 había sustituido a Davy, gravemente enfermo, en el laboratorio. Las investigaciones realizadas por Faraday le llevaron a proponer una triada unificada, según la cual todas las fuerzas de la naturaleza — luz, electricidad y magnetismo— se reducen a una sola. Con el tiempo, sus descubrimientos abrieron paso a la teoría electromagnética de J. C. Maxwell, quien 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”. Faraday se casó con Sarah Barnard (1800-1879) el 12 de junio de 1821. Se conocieron a través de sus familias en la iglesia Sandemaniana, confesando su fe a esta congregación el mes siguiente a su matrimonio. No tuvieron hijos. Faraday fue un cristiano devoto; su congregación Sandemaniana era una filial de la Iglesia de Escocia. Una vez casado, sirvió como diácono y, durante dos períodos, como presbítero. Su iglesia estaba ubicada en Paul’s Alley en Barbican Estate. Este lugar de reuniones fue trasladado a Barnsbury Grove, Islington, en 1862. Aquí fue donde Faraday cumplió los últimos dos años de su segundo período de presbítero, antes de dimitir de su cargo. Biógrafos del científico han señalado que “un fuerte sentimiento de unidad entre Dios y la naturaleza impregnó la vida y el trabajo de Faraday”. En 1825 Michael Faraday inició las Royal Institution’s Christmas Lectures, una serie de charlas anuales sobre curiosidades y avances científicos de la época dirigidas especialmente a los niños que, como él mismo, no tuvieron acceso a una educación de mayor nivel. Últimos años En 1831 Faraday descubrió la inducción electromagnética enroscando un solenoide en un tubo de hierro en forma de U, sobre el que hizo pasar una corriente mientras que en otro solenoide arrollado en la otra rama de la U aparecía entonces una corriente inducida. La

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Biografía

Ley de inducción electromagnética de Faraday (o simplemente ‘Ley de Faraday’) establece que el voltaje inducido en un circuito cerrado es directamente proporcional a la rapidez con que cambia en el tiempo el flujo magnético que atraviesa una superficie cualquiera con el circuito como borde. El principio de inducción abrió el camino a la ciencia aplicada, haciendo posible la dinamo y el generador electro-mecánico. En junio de 1832, la Universidad de Oxford concedió a Faraday el grado de Doctor of Civil Law (honorario). Durante su vida, la corona británica le ofreció un título de caballero, en reconocimiento a sus servicios a la ciencia, el cual fue rechazado por motivos religiosos. Faraday creía que acumular riquezas y perseguir recompensas mundanas atentaba contra la palabra sagrada de la Biblia, prefiriendo seguir siendo llamado “simplemente Sr. Faraday, hasta el final”. Rechazó dos veces convertirse en presidente de la Royal Society. Fue elegido miembro extranjero de la Real Academia de las Ciencias de Suecia en 1838, y fue uno de los ocho miembros extranjeros elegidos por la Academia de Ciencias de Francia en 1844. En 1836 Faraday descubrió la llamada ‘Jaula de Faraday’, una caja metálica que protege de los campos magnéticos estáticos y cuya utilidad consiste en proteger de descargas eléctricas. Se basa en las propiedades de un conductor en equilibrio electrostático. Muchos dispositivos de nuestra vida cotidiana están provistos de la Jaula de Faraday: microondas, escáneres, cables, etc. Y muchos otros, a pesar de no estar provistos de la Jaula, actúan como tal, como el caso de ascensores, coches, aviones, etc. Faraday sufrió un colapso nervioso en 1839, pero regresaría posteriormente a sus investigaciones sobre electromagnetismo. En el año 1845 descubrió el llamado ‘Efecto Faraday’, consistente en la desviación del plano de polarización

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En 1848, como resultado de las gestiones del príncipe consorte Alberto, se le concedió una casa de Gracia y Favor en Hampton Court en Middlesex, libre de gastos y costos de mantenimiento. En 1858, Faraday se retiró a vivir a ese lugar.

de la luz como resultado de un campo electromagnético al atravesar un material transparente, como el vidrio. Primer caso de interacción entre el magnetismo y la luz. La importancia de este efecto radica en su naturaleza electromecánica, como fue demostrada con posterioridad por James Clerk Maxwell en 1873. En 1848, como resultado de las gestiones del príncipe consorte Alberto, se le concedió una casa de Gracia y Favor en Hampton Court en Middlesex, libre de gastos y costos de mantenimiento. En 1858, Faraday se retiró a vivir a ese lugar. Al ser consultado por el gobierno británico con el fin de ayudar en la producción de armas químicas para la Guerra de Crimea (1853-1856), Faraday rechazó participar, alegando motivos éticos. Faraday murió en su casa en Hampton Court, a 35 km al suroeste de Londres, el 25 de agosto de 1867, a la edad

de 75 años. A pesar de haber rechazado una sepultura en la Abadía de Westminster, existe ahí una placa conmemorativa en su nombre, cerca de la tumba de Isaac Newton. Faraday fue sepultado en la sección de disidentes del Cementerio de Highgate. La unidad de capacidad eléctrica del Sistema Internacional de Unidades se denomina Faradio (F), en honor a Michael Faraday. Desde 1935 el cráter lunar “Faraday” lleva este nombre en su memoria. Faraday acuñó una serie de nombres para las fuerzas y conceptos que identificó; electrodo, ánodo, cátodo e ion. Descubrió dos nuevos cloruros de carbono, además del benceno. Investigó nuevas variedades de vidrio óptico y llevó a cabo con éxito una serie de experimentos de licuefacción de gases comunes.

Carrera científica Química • Tuvo éxito al lograr licuar diversos gases. • Investigó la aleación del acero • Produjo varios nuevos tipos de vidrio destinados a fines ópticos. Uno de estos ejemplares fue también la primera sustancia que se encontró que era repelida por los polos de un imán. • Inventó una temprana forma del mechero de Bunsen, usado en todos los laboratorios de ciencia del mundo como una buena fuente de calor. • Descubrió sustancias tales como el benceno y condensando gases como el cloro • La licuefacción de gases ayudó a establecer que estos corresponden a vapores de líquidos con bajo punto de ebullición, otorgando una base más sólida al concepto de agregación molecular • En 1820, Faraday reportó la primera síntesis de compuestos de cloro y carbono, el hexacloroetano (C2Cl6) y el tetracloroetileno (C2Cl4), publicando sus resultados al año siguiente. • Descubrió la composición del clatrato hidrato de cloro, que había sido descubierto por Humphry Davy en 1810 • Es responsable del descubrimiento de las leyes de la electrólisis • Introdujo términos como ánodo, cátodo, electrodo e ion, propuestos en gran parte por William Whewell • Faraday fue el primero en descubrir lo que posteriormente serían llamadas nanopartículas metálicas • En 1847 descubrió que las propiedades ópticas del coloide de oro

des de alambre alrededor de un aro de hierro, y encontró que cuando hacía pasar corriente por un solenoide, otra corriente era temporalmente inducida en el otro solenoide. Este fenómeno se conoce como inducción mutua. Diamagnetismo • Faraday descubrió que muchos materiales exhibían una débil repulsión frente a campos magnéticos: un fenómeno que denominó diamagnetismo diferían de las del metal macizo, y podría ser considerado como el nacimiento de la nanociencia Electromagnetismo • Su primer experimento registrado fue la construcción de una pila voltaica. Con esta pila pudo descomponer el sulfato de magnesio • Logró construir dos dispositivos que producían, lo que él denominó, “rotación electromagnética”. Uno de ellos, conocido ahora como motor homopolar • Faraday usaría después los principios que había descubierto para construir el dínamo eléctrico, ancestro de los actuales generadores y motores eléctricos. • Concluyó que, al contrario de la opinión científica de la época, la división entre varios “tipos” de electricidad era irreal. • Faraday propuso que la fuerza electromagnética podía extenderse en el espacio vacío alrededor de un conductor. • El gran descubrimiento de Faraday surgió cuando enrolló dos solenoi-

Polarización de la luz • Descubrió que el plano de polarización de la luz linealmente polarizada podía rotarse debido a la aplicación de un campo magnético externo alineado con la dirección de propagación de la luz. Este fenómeno es llamado en la actualidad efecto Faraday • Faraday utilizó un espectroscopio para estudiar la alteración de las líneas espectrales en presencia de un campo magnético. El equipamiento disponible, sin embargo, no fue suficiente como para mostrar una determinación precisa del cambio espectral. Jaula de Faraday • En su trabajo en electricidad estática denominado La cubeta de Faraday, se demostró que la carga eléctrica se acumula sólo en el exterior de un conductor cargado, sin importar lo que hubiera en su interior.

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Biografía

La figura de Faraday ha sido repetidamente ensalzada como el ejemplo clásico de quien, apoyándose únicamente en su propio esfuerzo, sabe elevarse hasta las cimas de la ciencia a partir de los orígenes más oscuros. Nacido en un medio donde la pobreza parecía condenarlo irremisiblemente a convertirse en un oscuro ganapán por los sudores de su

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frente, fueron sin embargo tanto su fe religiosa como su instinto para «oler la verdad» los que le llevaron hacia la gloria científica a través de una insólita ruta autodidacta. Insólita porque le proporcionó una perspectiva única sobre el paisaje de los hechos que por entonces preocupaban a la ciencia de la electricidad y el magnetismo, una visión fundamentalmente imaginativa de la

naturaleza en extensión y profundidad que escapaba al alcance de la mirada de quienes transitaban por los caminos de la educación convencional. Pero insólita también, y sobre todo, porque su trayectoria le apartó definitivamente de la relación con la realidad a través de las matemáticas, la sola lengua de los sábios, el habla que la posteridad de Newton estaba aparentemente sentenciada a conocer sin excusa para poder pronunciar el discurso de la física. Se ha dicho que la inocencia de Faraday en materia matemática, su impremeditado rechazo de la manzana newtoniana, hizo de él un Leonardo que, pudiendo ver, se hallara impedido de dibujar. Y, con todo, nunca quizá de tamaña necesidad se llegó a hacer virtud tan excelente: incapaz de seguir el curso del pensamiento que había llevado a otros a convertir el electromagnetismo en un hijo postumo de Newton (quien, para Faraday, se mantuvo siempre tan impenetrable como un «misterio sagrado»), se impuso la obligación de explicarse a sí mismo los fenómenos en términos de un simbolismo que le resultara inteligible; el resultado fue su invención de las líneas de fuerza, una idea que transformó radicalmente la comprensión entonces vigente sobre el magnetismo y la electricidad. La década de 1860 sería la que empezaría a marcar el declive de este gran autor. Ya en 1839 había padecido problemas y un colapso nervioso, y poco a poco fue empezando a manifestar sintomatología a nivel neuropsiquiátrico. Murió en su hogar de Hampton Court a los 75 años, el 25 de agosto de 1867. Su legado es enorme: sus investigaciones han permitido mejorar en gran medida el conocimiento de los fenómenos electromagnéticos e inspiraron a autores como Maxwell o Thomas Edison. Los motores eléctricos o incluso la bombilla difícilmente se habrían podido llegar a construir sin su obra.

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De Portada

Nuevas caras y nuevos planes en el sector eléctrico dominicano

Andrés Astacio, Vicepresidente ejecutivo del Consejo Unificado de las Empresas de Distribución.

Milton Morrison, Gerente General EDESUR

Tomas Ozuna, Gerente General EDEESTE

Antonio Almonte, Ministro de Energía y Minas

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Andrés Cueto, Gerente General EDENORTE

Elvin Vásquez, Director UERS

Martín Robles, Administrador ETED

Rafael Salazar, Administrador EGEHID

Serafín Canario, Administrador Punta Catalina

Rafael Velazco, Superintendente de Electricidad

Ángel Canó, Comisión Nacional de Energía

El 2020 ha traído muchos cambios en la República Dominicana y entre ellos está el cambio del partido gobernante. Esto significa un cambio de los directivos que dirigen el país, tal como ha sucedido con el sector energía. El presidente Luis Abinader ha nombrado al Sr. Antonio Almonte como ministro de Energía y Minas (MEM). Esta designación tiene las características de que el Sr. Almonte es el segundo ministro del MEM y el primero que se especializa en el área energética, además de que el plan de gobierno de su partido incluye unos ajustes al sector, tal que el MEM tendrá más decisión y control de lo que tenga que ver con los temas energéticos y mineros. El Sr. Almonte es especialista en ingeniería nuclear, graduado de una maestría en física nuclear en la Universidad de Surrey en Gran Bretaña y una maestría en Ingeniería Nuclear en el Instituto de Estudios Nucleares (Ciemat), Madrid, España. Ha realizado cursos y entrenamientos como el de economía de infraestructuras en la Universidad de Harvard y diseño de mercados eléctricos Fue director del Instituto de Física de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD), donde ejerció la docencia de grado y postgrado. Entre 2000 y 2003 fue director del Instituto Dominicano de Tecnología Industrial (Indotec) y director de la Comisión Nacional de Energía (CNE) hasta agosto 2004. En la Comisión Nacional de Energía

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De portada

Las políticas del PRM se dirigirán a: • Actualizar y fortalecer el marco jurídico e institucional. • Generar energía térmica y ampliar las renovables. • Desarrollar el sistema nacional de transmisión. • Mejorar la distribución y comercialización

condujo el proceso de elaboración del Plan Energético Nacional entre 2004 y 2015, así como de la Propuesta de Reforma del Sector Eléctrico Dominicano, por encargo del Poder Ejecutivo mediante el Decreto 1036-03 en octubre de 2003. El ingeniero Almonte fue el coordinador de la Comisión Nacional de Energía y Minas del Partido Revolucionario Moderno. Además de director de Energía y Minas del Gabinete Presidencial de Luis Abinader. Su experiencia es vasta en el sector eléctrico. Ha trabajado como consultor privado en proyectos eléctricos convencionales y renovables, ha investigado y escrito sobre el sistema eléctrico nacional y sobre el sector combustibles. Del documento “Lineamientos Generales del Programa de Gobierno del Cambio del Partido Revolucionario Moderno (PRM) 20202024”, presentamos un extracto de los punto más neurálgicos de plan de gobierno para el sector energía

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Revisión del marco institucional y regulatorio existente. Esta actualización deberá incluir también un estricto régimen de consecuencias para los agentes que incumpla o violen el mismo.

Modificar la forma de designación de los miembros del Consejo de la Superintendencia de Electricidad (SIE), en el interés de minimizar la dependencia directa del poder ejecutivo, la influencia y el clientelismo político partidario.

Asignar al Ministerio de Energía y Minas (MEM) la coordinación, dirección y administración de las políticas públicas de energía y de minas, a fin de eliminar la actual dispersión y proliferación de organismos públicos en el sector. Incorporar a la Comisión Nacional de Energía (CNE) al Ministerio de Energía y Minas en calidad de viceministerio, con las atribuciones que figuran en la Ley General de Electricidad y en la Ley No. 100-13.

Eliminar en un plazo de seis meses el rol de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) de intermediación entre las em-

presas generadoras y las empresas distribuidoras en la suscripción de contratos de compra o venta de electricidad. Transferir en ese plazo el Contrato de Compra de Energía de CESPM a las Empresas Eléctricas de Distribución (EDES) hasta la finalización del mismo el 1ro. de marzo de 2022.

Eliminar a partir de 2022 las contribuciones de las empresas del sector eléctrico de modo directo a la Superintendencia de Electricidad (SIE) y transferir esos aportes incorporados en las respectivas tarifas al presupuesto anual aprobado en el Presupuesto de Ingresos y Ley de Gasto Publico desde donde se transferirá a la SIE de manera regular y transparente. Ese mecanismo procurara reforzar la independencia económica del regulador respecto a sus regulados.

. Modificar la forma de designación de los miembros del Consejo de la Superintendencia de Electricidad (SIE), en el interés de minimizar la dependencia directa del poder ejecutivo, la influencia y el clientelismo político partidario.

Incluir dentro de las modificaciones del marco jurídico del sector eléctrico a las empresas eléctricas cooperativas y las empresas eléctricas de sistemas aislados y otorgarles representación en el Organismo Coordinador, así como a los Usuarios No Regulados.

Restaurar en las modificaciones legales el nivel del crédito fiscal (75%) para las inversiones en sistemas de fuentes renovables establecido en la Ley 57-07, que fue

modificado y reducido (a 40%) en la reforma tributaria mediante la Ley 253-12.

Convertir el parque de vehículos del Gobierno y del transporte público en un sistema de propulsión hibrida (electricidad y gas natural) conjuntamente con la creación de la Red Nacional de Cargas Eléctricas (RNCE).

Propiciar la inversión privada en los nuevos proyectos de gran escala de generación hidráulica, eólica, fotovoltaica y de otras fuentes renovables de energía, con primas e incentivos específicos, mediante procesos transparentes y competitivos para la adquisición de energía con las distribuidoras, con el objetivo estratégico de lograr el 25% de fuentes renovables en la matriz de producción de electricidad para el año 2030.

Crear la ley de combustibles para regular la adquisición, instalación, precios, usos, transporte y seguridad de toda la cadena de gestión, así como los organismos responsables de su vigilancia y control. Se deberán incluir las políticas e incentivos en función de las características de los polos y de la distribución geográfica.

Mantener la red nacional de transmisión eléctrica bajo propiedad estatal, administrada y operada por la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), la cual velará por su consolidación y fortalecimiento institucional mediante ley, que la provea de personería jurídica y patrimonio propio.

Crear una sola Empresa Distribuidora, fusionando las tres existentes. Esto implica homologar y unificar los procesos administrativos, económicos, financieros, operativo y de dirección de las tres empresas distribuidoras (Edenorte, Edesur y Edeeste) para que operen de manera centralizada bajo un solo consejo de administración.

Seleccionar mediante licitación pública transparente y competitiva, empresas privadas especializadas en gestión de servicios públicos para traspasarles la administración de la comercialización y la distribución, de conformidad con contratos que aseguren en un plazo determinado el cumplimiento de los indicadores de desempeño.

Aplicar la tarifa técnica gradualmente en la que se incluirán todos los costos de compra de electricidad y los costos operativos y financieros. Se incluyen los costos de generación, peaje de transmisión, valor agregado de distribución, el subsidio focalizado para los consumidores de extrema pobreza, los costos de inversión y los aportes del Gobierno para inversión.

Establecer el reglamento de operación de las Cooperativas Eléctricas con autonomía de gestión de la distribución y la comercialización de las redes e infraestructuras de cada barrio y zona concesionada.

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Tecnología

Energía Hidráulica La energía hidroeléctrica es una fuente de energía renovable que se produce aprovechando el paso de los ríos a través de la construcción de represas. Existen varios tipos de centrales hidroeléctricas, cada una con características propias.

TIPOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS La central hidroeléctrica más común en el mundo es la llamada “central de embalse”. En este tipo de centrales, el agua se acumula en la represa para luego caer desde la altura sobre una turbina hidráulica, haciéndola girar y produciendo electricidad con los generadores eléctricos ubicados en la sala de máquinas. Luego, se eleva su tensión para transportar la energía sin mayores pérdidas y posteriormente incorporarse a la red eléctrica. Por otro lado, el agua utilizada retoma su curso natural. Otro modelo son las “centrales de pasada”. Este tipo de centrales aprovechan el desnivel natural del río para luego derivar el agua por un canal hasta la central en donde se mueven turbinas que pueden ser de eje vertical (si el río tiene una pendiente pronunciada) u horizontal (si la pendiente es baja), generando energía eléctrica de manera similar a las centrales de embalse. Este tipo de centrales operan de forma continua ya que no tienen capacidad para almacenar el agua. Finalmente, otro modelo de centrales hidroeléctricas son las “centrales de bombeo o reversibles” que, además de aprovechar la energía del agua, pueden consumir energía para transportar el agua hasta el embalse superior en horas de baja demanda y liberarla cuando el consumo eléctrico es elevado. Funcionan como un método de almacenamiento de energía para satisfacer la demanda energética.

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Tecnología VENTAJAS: • Es flexible. Es posible adaptar el flujo de agua que pasa por las turbinas a las necesidades de electricidad de cada momento. Además, el agua embalsada se puede utilizar para el abastecimiento de municipios y ciudades cercanas. •E s limpia. El proceso de transformación de energía hidráulica en energía eléctrica es limpio, puesto que no produce residuos, como ocurre con la energía derivada de combustibles fósiles o con la energía nuclear. Además, al no utilizar combustibles fósiles no se ve afectada por las fluctuaciones de los precios del petróleo, el carbón o el gas natural. •E s segura. Los riesgos de escapes de agua son bastante reducidos, debido a las medidas de seguridad que se toman en los embalses actualmente. DESVENTAJAS: •E fectos medioambientales. La construcción de una presa tiene importantes consecuencias ambientales, puesto que influye en el cauce de un río e inunda una zona de terreno, lo que produce efectos sobre la flora y la fauna. Por otro lado, cuando se abren y cierran las presas se producen efectos sobre los peces y sobre el ecosistema del río. • Alto coste de una central hidroeléctrica. La construcción de una central hidroeléctrica supone un alto coste, aunque una vez construida su mantenimiento es sencillo y más económico. •D epende de las condiciones ambientales. La existencia de lluvias va a afectar a la producción de energía, por lo que las sequías suponen la disminución del agua embalsada y de la cantidad de electricidad que se puede producir. • Una presa no se puede construir en cualquier lugar. Las características del terreno y la altura que pueda tener la presa son esenciales para que se pueda instalar una central hidroeléc-

La inversión en una central hidroeléctrica es muy costosa, pero hay que tener en cuenta que la instalación tiene una vida útil superior a 30 años, sin costos de operación importantes. Además, en estos últimos años y gracias al aumento de los inversores privados y a la creciente experiencia con la que se cuenta en previsión de riesgos y estimación de la producción, la financiación de esta tipología de proyectos ha mejorado haciendo posibles cada vez más instalaciones de este tipo.

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Los resultados de analizar de la dinámica del sector y el conocimiento de las oportunidades que ofrece la energía hidroeléctrica, permiten hacer la previsión de que se alcanzaran los 2000 GW de potencia instalada en 2050 en el mundo.

Las 10 hidroeléctricas más grandes del mundo La energía hidroeléctrica es con gran diferencia la primera fuente renovable en el mundo. En la actualidad la potencia instalada supera los 1.000 GW y la producción en 2017 alcanzó los 4197 TWh, que suponían el 14% de la producción mundial de electricidad según los datos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Además, según las previsiones de la AIE, la energía hidroeléctrica seguirá creciendo a un ritmo importante hasta doblar su potencia actual y superar los 2.000 GW de potencia instalada en 2050 (Ver gráfico).

Hydroelectricity generation till 2050 in the Hydropower Roadmap vision (TWh)

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1. Central hidroeléctrica de las Tres Gargantas. 22.500 MW. China La central hidroeléctrica china de las Tres Gargantas tiene una potencia instalada de 22.500 MW. Está situada en Yichang, provincia de Hubei, y es la mayor del mundo. Se trata de una instalación hidroeléctrica de embalse convencional que aprovecha el agua proveniente del río Yangtsé, siendo propiedad de la china Three Gorges Corporation a través de su filial China Yangtze Power, que además opera la central. La construcción del proyecto requirió una inversión de 18.000 millones de euros. Esta colosal obra de la ingeniería fue iniciada en 1993 y quedó terminada en 2012. La presa tiene 181 metros de altura y 2335 metros de longitud, fue llevada a cabo como parte del proyecto de las Tres Gargantas, unida a la central hidroeléctrica compuesta de 32 turbinas de 700 MW cada una, y dos unidades generadoras de 50 MW.

2. Central hidroeléctrica de Itaipú. 14.000 MW. Paraguay-Brasil La central hidroeléctrica de Itaipú, con una potencia instalada de 14.000 MW se sitúa como la segunda mayor del mundo. La instalación, operada por la compañía Itaipú Binacional, se encuentra en el río Paraná, en la frontera entre Brasil y Paraguay. La inversión realizada en la construcción de la planta fue de 15.000 millones de euros. Las obras se iniciaron en 1975 y fueron finalizadas en 1982. Los ingenieros del consorcio de IECO con sede en Estados Unidos y ELC Electroconsult con sede en Italia, llevaron a cabo la construcción, dando inicio a la producción de energía de la central en mayo de 1984. La planta hidroeléctrica de Itaipú suministra alrededor del 17,3% del consumo energético de Brasil y el 72,5% de la energía consumida en Paraguay. Específicamente consta de 20 unidades generadoras con una capacidad de 700 MW cada una.

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Tecnología 3. Central hidroeléctrica de Xiluodu. 13.860 MW. China La central hidroeléctrica de Xiluodu situada en el curso del río Jinsha, afluente del río Yangtze en su curso superior, está en el centro de la provincia de Sichuan, es la segunda mayor central de energía de China y la tercera más grande del mundo. La capacidad instalada de la planta alcanzó los 13.860 MW a finales de 2014 cuando se pusieron las dos últimas turbinas de generación. El proyecto requirió la inversión de 5.500 millones de euros y empezó a construirse en 2005, poniéndose en marcha las primeras turbinas en julio de 2013. La central consta de una presa de arco de doble curvatura de una altura de 285.5 metros y un ancho de 700 metros, creando un embalse con una capacidad de almacenamiento de 12,670 millones de metros cúbicos. El equipamiento de las instalaciones, suministrado por los ingenieros de Voith, consta de 18 generadores de turbinas Francis de una capacidad de 770 MW cada una y un generador refrigerado por aire con 855,6 MVA de salida.

4. Central hidroeléctrica de Guri. 10.235 MW. Venezuela La central Guri, también conocida como la central hidroeléctrica Simón Bolívar, se posiciona como la cuarta más grande del mundo con una capacidad instalada de 10,235 MW. Las instalaciones se encuentran en el río Caroní, situado en el sudeste de Venezuela, siendo Electrificación del Caroní C.A. (EDELCA) la propietaria y operadora de la planta. La construcción del proyecto fue iniciada en 1963 llevándose a cabo en dos fases, la primera quedó completada en 1978 y la segunda en 1986. La central consta de 20 unidades de generación de diferentes capacidades que oscilan entre los 130 MW y los 770 MW. La empresa Alstom fue seleccionada mediante dos contratos en 2007 y 2009 para la renovación de cuatro unidades de 400 MW y cinco de 630 MW, recibiendo Andritz también un contrato para suministrar cinco turbinas Francis de 770MW en 2007. Después de las renovaciones en el equipamiento de generación, la central de Guri alcanzó un suministro eléctrico superior a los 12.900 GW/h.

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5. Central hidroeléctrica de Tucuruí. 8.370 MW. Brasil El Complejo Hidroeléctrico de Tucuruí localizado en la parte baja del río Tocantins, en Tucuruí, perteneciente al Estado de Pará en Brasil, se coloca como la quinta central hidroeléctrica más grande en el mundo con sus 8.370 MW. La construcción del proyecto, que requirió una inversión de 4.000 millones de euros, fue iniciada en 1975 completándose la primera fase en 1984, constituida por una presa de gravedad de hormigón de 78 metros de altura y 12.500 metros de longitud, 12 unidades generadoras con una capacidad de 330MW cada una y dos unidades auxiliares de 25 MW. La construcción de la segunda fase añadió una nueva central eléctrica que fue iniciada en 1998 y terminada a finales de 2010, en la que se llevó a cabo la instalación de 11 unidades de generación con una capacidad de 370 MW cada una. Los ingenieros de un consorcio formado por Alstom, GE Hydro, Inepar-Fem y Odebrecht suministraron los equipos para esta fase. En la actualidad, la central suministra electricidad a la ciudad de Belém y el área circundante.

6.Central hidroeléctrica Grand Coulee. 6.809 MW. Estados Unidos La central hidroeléctrica Grand Coulee de 6.809 MW situada en el río Columbia en Washington, Estados Unidos, es actualmente la sexta central hidroeléctrica más grande del mundo. La central, construida en tres fases, es propiedad de la US Bureau of Reclamation desde que comenzó a funcionar en 1941, alcanzando una capacidad de generación anual de más de 24 TWh. La central de energía hidroeléctrica Grand Coulee, inició su construcción en 1933, consta de tres plantas de energía y una presa de gravedad de hormigón con 168 metros de altura y 1,592 metros de longitud. Dos de sus plantas constan de un total de 18 turbinas Francis de 125 MW y tres unidades adicionales de 10 MW, operativas desde 1950. La tercera planta comenzó a construirse en 1967, finalizando el proceso final de la implementación de sus seis unidades entre 1975 y 1980, compuestas por tres turbinas de 805 MW y otras tres de 600 MW.

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Tecnología 7.Central hidroeléctrica de Xiangjiaba. 6.448 MW. China La central hidroeléctrica de Xiangjiaba es el último paso del desarrollo en cascada en aguas abajo de la corriente principal del Río Jinsha, con el Condado de Yibin en la margen izquierda y el Condado Shuifu en la margen derecha. Está localizado a 33 kilometros en aguas arriba de la ciudad de Yibin, a 2,5 km del Condado de Shuifu. La presa es de gravedad de hormigón, que tiene una cota de coronación de 384 metros, una altura máxima de 162 metros y una longitud de coronación de 896,26 metros. La instalación cuenta con ocho turbinas Francis, cuatro con una capacidad de 812 MW y cuatro con un nominal de 800 MW, totalizando una capacidad instalada de 6,448 MW y es la séptima mayor del mundo, y tiene una generación anual de energía de 30,7 TWh. La central hidroeléctrica de Xiangjiaba tiene un nivel normal de almacenamiento de 380 metros y un nivel de reserva muerta de 370 metros. el proyecto ha sido de unos 6.000 millones.

8. Central hidroeléctrica de Longtan. 6.426 MW. China La central Guri, también conocida como la central hidroeléctrica Simón Bolívar, se posiciona como la cuarta más grande del mundo con una capacidad instalada de 10,235 MW. Las instalaciones se encuentran en el río Caroní, situado en el sudeste de Venezuela, siendo Electrificación del Caroní C.A. (EDELCA) la propietaria y operadora de la planta. La construcción del proyecto fue iniciada en 1963 llevándose a cabo en dos fases, la primera quedó completada en 1978 y la segunda en 1986. La central consta de 20 unidades de generación de diferentes capacidades que oscilan entre los 130 MW y los 770 MW. La empresa Alstom fue seleccionada mediante dos contratos en 2007 y 2009 para la renovación de cuatro unidades de 400 MW y cinco de 630 MW, recibiendo Andritz también un contrato para suministrar cinco turbinas Francis de 770MW en 2007. Después de las renovaciones en el equipamiento de generación, la central de Guri alcanzó un suministro eléctrico superior a los 12.900 GW/h.

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9. Central hidroeléctrica de Sayano-Shushenskaya. 6.400 MW. Rusia La central hidroeléctrica de Sayano-Shushenskaya situada en el río Yenisei en Sayanogorsk (Jakasia), Rusia, se posiciona como la novena mayor del mundo. La planta, operada por RusHydro, tiene una capacidad instalada actual de 6.400 MW. La construcción de la central se inició en 1963 y se completó en 1978, incluyéndose una presa de arco-gravedad de 242 metros de altura y 1.066 metros de longitud como parte del proyecto, así como 10 unidades generadoras Francis con una capacidad de 640 MW cada una, lo que permite generar 23,5 TWh de energía al año, de los cuales el 70% se utiliza en exclusiva para cuatro fundiciones de aluminio en Siberia. La planta fue cerrada en 2009 después de un accidente que causó daños al sistema de turbinas. Un año después, en 2010, se volvió a abrir. Actualmente está previsto que sean instaladas en la central diez nuevas unidades con una eficiencia del 96,6%, un proyecto de mejora que costará alrededor de mil millones de euros.

10. Central hidroeléctrica de Krasnoyarsk. 6.000 MW. Rusia La central hidroeléctrica de Krasnoyarsk se encuentra a orillas del río Yenisei, en Divnogorsk, Rusia, siendo actualmente la decima mayor del mundo con una capacidad de 6.000 MW. Su construcción fue iniciada en 1956 y se finalizó en 1972, constituida por una presa de gravedad de hormigón de una altura de 124 metros y una longitud de 1.065 metros, así como una planta de energía compuesta por 12 unidades generadoras Francis con una capacidad de 500 MW cada una. Las instalaciones, operadas por JSC Krasnoyarsk HPS, cuentan con un sistema de turbinas/generadores íntegramente diseñados por los ingenieros de Leningradsky Metallichesky Zavod (LMZ) y Electrosila, permitiendo alcanzar una capacidad anual de 18,4 TWh.

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SECTOR ENERGÍA

Estadísticas del SENI 2019 El 2019 fue un año importante en la potencia instalada del SENI, 1079 MW, incluyendo las Punta Catalinas, siendo las Renovables no Convencionales, de este total, 286.5 MW. La capacidad instalada bruta de generación en el SENI al 31 de diciembre de 2019 alcanza 4,921.03 MW

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SECTOR ENERGÍA

En lo referente al abastecimiento neto de energía en el Sistema Eléctrico Interconectado de la República Dominicana, el 2019 presenta un aumento comparado con el 2018. La energía abastecida neta en el 2019 fue de 17,411.50 GWh, siendo esto un incremento de 1709.82 GWh, para un 10.89%. Las pérdidas de transmisión, estimadas por diferencia entre el total de inyecciones y retiros de energía, fueron de 330.35 GWh y equivalen al 1.90% del total de las inyecciones de generación. Los retiros de energía de las empresas distribuidoras fueron de 14,203.17 GWh y equivalen al 81.57% del total de las inyecciones. Los retiros de las empresas generadoras y de los UNR fueron de 2,877.98 GWh y equivalen al 16.53% del total de las inyecciones.

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Participación en los retiros de energía para el año 2019

La inyección promedio anual de potencia firme de las unidades generadoras fue de 2,378.45 MW. La suma de los promedios de los retiros de demanda de potencia de punta de las empresas generadoras, las empresas distribuidoras y de los Usuarios No Regulados (UNR) en el año 2019 fue de 2,331.50 MW.

Tres empresas superan el 10% de la participación de la potencia firme. juntas son el 50.17%

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SECTOR ENERGÍA Las horas totales de desabastecimiento contando las fracciones de horas donde hubo desabastecimiento en 2019 fue de 2,508.35 horas; en el 2018 fue de 2,009.12 horas; en el 2017 hubo desabastecimiento en 1,510.30 horas. En el 2019, las tres mayores fuentes de generación neta de energía fueron: fuel #6 con 32.21%, gas natural con una participación de 23.48%, seguido de carbón con

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19.66%. Su participación en el total de generación mostró una diminución para el fuel #6, y el gas natural, pero un aumento para el carbón. El total de participación para las tres en conjunto es de 75.35%, lo que representa un aumento comparado con el 2018

El total de inyección de las unidades generadoras fue de 17,411.50 GWh

La inyección neta en alta tensión al SENI en la hora de demanda máxima del año 2019 fue de 2,436.69 MW, donde 2,384.56 MW (97.86%) corresponden a retiros totales, mientras que 52.13 MW (2.14%) son las pérdidas de potencia de punta estimadas. El total de los retiros de energía de las propias empresas generadoras (consumos propios), las empresas distribuidoras y los Usuarios No Regulados (UNR) que obtuvieron su

suministro directamente del SENI, fue de 17,081.15 GWh. El promedio de los Costos Marginales de Energía Activa de Corto Plazo para el SENI en el 2019 fue de 6,127.72 RD$/ MWh, un 1% menos que el 2018.

El CMg Máximo 2019: 8,291.91 RD$/MWh El CMg Mínimo 2019: 2,622.84 RD$/MWh

Para el año 2019,el promedio de los Costos Marginales de Energía Activa de Corto Plazo para el sistema principal2 alcanzó el valor de 6,127.72 RD$/MWh, representando una disminución de 1.00% con relación al promedio del año 2018 (6,189.65 RD$/MWh). El Costo Marginal de Potencia de Punta promedio fue de 473.38 RD$/kW-Mes, y el Derecho de Conexión Unitario fue de 158.95 RD$/kW- Mes.

ESTUDIO COMPENSACIÓN REACTIVA DE LA CARGA DEL SENI Se determinó en el estudio la necesidad de compensación reactiva total (111.13 MVAR) que requieren diferentes cargas del SENI de manera distribuida, para que estas cumplan con un factor de potencia de 0.9 horario, reduciendo de esa manera la necesidad de que otros elementos del SENI suplan reactivos adicionales

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SECTOR ENERGÍA Se estimó para el conjunto de las cargas del SENI que necesitan compensación reactiva para cumplir con el factor de potencia de 0.9 horario; de este monto global, la mayor necesidad de estos requerimientos los tienen las distribuidoras EDESUR con 33.9 %, EDENORTE 20.1 % y EDESTE 29.4 %. Por otra parte en menor participación están las cargas de UNR de AES ANDRES 10.4 %, DPP 2.8% y Haina 2.4%. Se recomienda la instalación de equipos de compensación, principalmente en el área Norte del país y en las cargas del SENI con muy bajo factor de potencia para corregir los bajos tensión, considerando el escenario de que no se complete el plan de expansión de la red

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de transmisión en un mediano plazo. Taps en Punta Catalina El 17 de octubre de 2019 la Central Termoeléctrica Punta Catalina (CTPC) solicita al Organismo Coordinador (OC) realizar el análisis para determinar en qué posición de Tap deberían colocar el Transformador Principal (Step-up 10BAT01) de la unidad No. 1, debido a que el Centro de Control de Energía (CCE) solicitó al centro de despacho incrementar el nivel de tensión en la subestación 345 kV Punta Catalina. El estudio realizado por el OC recomendó: Colocar el Tap de ambas unidades

Punta Catalina 1 y 2 en la posición 3, manteniendo una consigna en baja de 1.02 p.u., según lo especificado en los escenarios de estudio. EL indicador más representativo de la Empresas Distribuidoras de Energía (EDEs), EDENORTE, EDESUR y EDEESTE, es el porcentaje de pérdidas. Esta variable tiene comportamientos muy particulares en las EDEs, ya que difieren mucho una de otras, sobre todo en EDEESTE. Si viéramos el mapa de pobreza publicado por la ONE en el Boletín de Estadísticas Oficiales de Pobreza Monetaria No 7 del 22/mayo/2020, podríamos decir que la pobreza es mayor en la zona sur que en el resto del país.

Esto debe tener cierta incidencia a la hora de reducir las pérdidas de energía de las EDEs, de igual forma, en el caso de la zona norte, la extensión de terreno debería influenciar en aumentar las pérdidas, tanto técnicas como no técnicas.

En el gráfico anterior, podemos ver que las pérdidas de energía durante el 2019 bajando en EDESUR y EDERNORTE, pero no así en EDEESTE. Este comportamiento requiere especial atención, ya que al parecer, las demás EDEs están aplicando modelos de gestión muy diferentes a esta empresa.

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Nuestros Técnicos

ngeniero Mecánico Electricista Mención Eléctrica de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD), con más de 25 años de labor continua en el sector eléctrico dominicano. Tiene un PostGrado en Calidad y Productividad del Instituto Tecnológico de Santo Domingo, Master en Energía Renovable de la Pontificia Universidad Católica Madre y Maestra, Master en Energía Renovable por la Escuela de Organización Industrial y PostGrado en Desarrollo Directivo de Barna Management School. Empezó a laborar como especialista en ensayos de alta tensión en Soluziona Calidad y Medio Ambiente, luego ingresó al Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Interconectado (OC), como Supervisor de Operaciones, para salir y fundar la empresa INPROCA, donde funge como Gerente General, encargándose de la Dirección de Servicios Técnicos y Responsable de desarrollo de las líneas de negocios de la empresa y Coordinador académico de la división de capacitación.

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LENIN DÍAZ

INPROCA ofrece soluciones en los sistemas eléctricos del sector energético, industrial y comercial con fines de optimizar su operatividad, mediante técnicas de mantenimiento predictivo tales como la termografía infrarroja, análisis de aceite dieléctrico en transformadores de potencia, estudios de calidad de energía, así como con programas de capacitación orientados a la mejora del desempeño del equipo humano de las empresas en Ingeniería Eléctrica en el Caribe y Centroamérica. Está certificada bajo la norma de calidad ISO9001-2008.

Esta certificación fue otorgada por la empresa Lloyd´s Register Quality Assurance, Inc. (LRQA), proveedor y líder mundial de servicios de evaluación independientes, incluyendo la certificación, validación, verificación y formación a través de una amplia gama de normas y esquemas, con el reconocimiento de más de 50 organismos de acreditación.

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EFICIENCIA ENERGÉTICA

Sobrecarga en transformadores de potencia Una característica de los sistemas eléctricos es el aumento constante del consumo energético y por vía de consecuencias la cargabilidad de los equipos de suministro. En el caso de los transformadores de potencia, máquina eléctrica que es el alma de la subestación eléctrica, esa llevado a niveles de carga y sobrecarga que pueden dañarlos o reducir de manera drástica la vida útil de este equipo.

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Un transformador eléctrico es una máquina estática (sin partes móviles), que permite variar el voltaje, manteniendo la frecuencia de la red. Para lograrlo, transforma la electricidad que le llega al arrollamiento primario (también llamado devanado primario) en magnetismo, para volver a transformar el magnetismo en electricidad en el arrollamiento secundario. Las principales causas de daños en los transformadores • Pérdida de aislamiento interno, • Descargas parciales, • Sobrecargas, • Enfriamiento ineficiente acuansando sobrecalentamiento del aceite, • Sobre-tensiones y descargas atmosféricas, • Fallos de las protecciones mecanicas del transformador,

• Fallas en los cambiadores de taps, • Daños en los conductores debido a la presencia de gases corrosivos, Criterios de Sobrecarga de Transformadores Cuando se conocen: • El diagrama de carga del transformador; y • La temperatura ambiente máxima promedio a la que opera, se puede establecer cuál es su capacidad de sobrecarga.

REGÍMENES DE CARGA SEGÚN NORMA IEC 60076-7 1 El ciclo de carga es la variación de carga demanda de un transformador respecto del tiempo. Los transformadores operan generalmente con un ciclo de carga que se repite cada 24 horas. Conociendo el ciclo se puede calcular el grado de envejecimiento que puede tener un transformador.

De acuerdo a norma todo diagrama de carga de un transformador puede ser convertido a:

Régimen de carga cíclica normal: es aquél donde el envejecimiento térmico medio en todo el ciclo no ha superado el valor de envejecimiento normal de referencia.

• Un diagrama de carga equivalente rectangular, con una carga inicial equivalente de 50, 70 ó 90 % (o a valores intermedios) de la potencia nominal del transformador; • Seguida de una carga pico equivalente de una duración y magnitud determinados.

Régimen de sobrecarga de emergencia de larga duración: este tipo de sobrecarga resulta de la indisponibilidad de uno o varios elementos del sistema, por un período mayor de 30 minutos, que pueden deberse a desconexiones planificadas o averías de larga duración.

La sobrecarga del transformador por ser de larga duración y en algunos casos la duración indeterminada, daña los aislamientos del transformador. En este caso hay que estimar los tiempos de sobrecarga en la medida de lo posible y considerar el riesgo de llevar al transformador a los límites estipulados en la norma IEC 60076-7 a efectos de costos. Régimen de sobrecarga de emergencia de corta duración: tipo de carga excepcionalmente alta, de naturaleza transitoria, con una duración menor de 30 minutos, debida a acontecimientos poco probables que suponen una seria perturbación para el sistema. En estos casos suelen darse por problemas transitorios de estabilidad del sistema, caídas de tensión en algún punto del sistema, desestabilización de la frecuencia del sistema, etc. Un aspecto muy importante en el análisis de la capacidad de carga de un transformador de potencia, es el límite de carga que van directamente ligados a las temperaturas máximas admisibles de los materiales. La publicación IEC 60076-7 “Guía de Carga para Transformadores sumergidos en Aceite”. Presenta los algoritmos para construir las curvas del punto caliente para los transformadores construidos de acuerdo a IEC-60076. Tesis “ Evaluación de la vida útil del aislamiento en transformadores de potencia a partir del ciclo térmico del calentamiento del transformador”, Márquez Pineda, Mauro Ernesto; Molina Ochoa, Gerson Arnulfo. junio 2016. 1

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EFICIENCIA ENERGÉTICA

NOTA: Los límites de corriente y temperatura no tienen por qué ser validos simultáneamente. La corriente puede estar limitada a un valor menor mostrado a fin de reunir una condición en la limitación de temperatura. En cambio, la temperatura puede estar limitada a un valor menor que el mostrado a fin de encontrar una condición en la limitación de corriente.

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* Riesgos a la aislación por formación de burbujas si se exceden los 140ºC. Es de hacer notar que la temperatura de punto caliente está referida a las partes metálicas que están en contacto con la celulosa. También se señala que sólo para casos muy extremos se acepta superar los 130°C, llegando a 160° C para los

transformadores de gran potencia. Se recomienda no operar los bobinados a temperaturas superiores a 135 °C durante sobrecargas, pues corre riesgo de llegar al límite establecido para la corrosión por azufre en los aceites. La liberación de productos compuestos de azufre dentro del transformador ocasiona problemas irreversibles para la vida del mismo.

REGÍMENES DE CARGA SEGÚN NORMA STD. IEEE C57.91 La norma STD. IEEE C57.91 define los siguientes tipos de carga: a) Carga con base en sobrecargas de corta duración sin afectar la vida esperada normal del transformador. Los transformadores pueden operarse por encima de 110°C, promedio de temperatura del punto más caliente, durante cortos períodos o durante períodos más largos con temperaturas inferiores a 110°C, debido a que el envejecimiento térmico es un proceso acumulativo. Las cargas sugeridas para la vida normal esperada están dadas en las tablas de la norma ANSI/ IEEE C57.91 – 1981, basadas en una vida mínima de 20 años con una temperatura continua del punto más caliente de 110°C.

La determinación del porcentaje de pérdida de vida está basada en ciclos de carga de 24 horas y una mínima duración de vida de 20 años. Las máximas pérdidas de vida son de 0.0137% día. La característica de soporte de sobrecarga está dada por los siguientes puntos, asumiendo una temperatura ambiente de 20°C y una precarga precedente igual al

b) Carga de corta duración con sacrificio moderado de la vida esperada La carga planificada por encima de la carga nominal da como resultado que la temperatura de los conductores en los puntos más calientes, o la temperatura de la capa superior del aceite excedan las temperaturas sugeridas en la tabla 3 para cargas con expectativa de vida normal, y el usuario las acepta como una carga normal, planificada repetitiva. La carga planificada por encima de la carga nominal está determinada por la condición, en que un transformador es cargado de tal forma, que su temperatura en los puntos más calientes quede dentro del rango de 120 °C y 130 °C.

Gráfica con expectativa de vida normal

Gráfica de carga por encima de la carga nominal RD ENERGÍA | EDICIÓN 2020-1

EFICIENCIA ENERGÉTICA El tiempo en que un transformador opera dentro del rango de 120° C y 130° C tiene que determinarse a partir de los cálculos de pérdida de vida del aislamiento, teniendo en cuenta el ciclo específico de carga. Las características de este tipo de carga son fallas no sistemáticas, incidencias regulares y comparativamente frecuentes y la expectativa de vida es menor, que en el caso de la carga nominal. Cuando el efecto de envejecimiento de un ciclo de carga o el efecto de envejecimiento acumulativo de un número de ciclos de carga es mayor, que el efecto de envejecimiento de la operación continua con carga nominal

Gráfica de carga de emergencia de corta duración

Gráfica de carga de emergencia de larga duración

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sobre un periodo dado, el aislamiento se deteriora a una velocidad mayor que la normal, siendo esta una función del tiempo y de la temperatura expresada comúnmente como un porcentaje de pérdida de vida. Se considera razonable una pérdida promedio de vida adicional de 1% por año ó 5% en una operación de emergencia. c) Carga de emergencia de corta duración Ésta es una carga excepcionalmente grande originada por uno o varios acontecimientos improbables que perturban seriamente la carga normal

d) Carga de emergencia de larga duración Esta carga es el resultado de tener fuera de servicio prolongado algún elemento de la red y causa que la temperatura en los puntos más calientes de los conductores o la temperatura del aceite superior excedan la temperatura sugerida para una carga planificada por encima de la carga nominal. Es deseable que este tipo de carga sea poco frecuente en la vida del transformador, de dos a cinco veces. Cada acontecimiento puede durar varios meses, y el riesgo es mayor que en el caso de carga planificada por encima de la carga nominal. Se puede aplicar cargas de emergencia por largo tiempo en transformadores que llevan cargas continuas estables, pero se debe determinar si la pérdida de vida del aislamiento es aceptable. La temperatura máxima del aceite no debe exceder los 110 °C.

“

La carga de emergencia de larga duración está determinada por la condición, en que un transformador de potencia es cargado de tal forma, que su temperatura en los puntos más calientes, quede dentro del rango de 120 °C y 140 °C.

Esquema de ventilación forzada y circulación natural del aceite

TEMPERATURAS INTERNAS DEL TRANSFORMADOR La figura muestra el corte de un transformador; permite ubicar donde se produce el calor y cómo se transmite al medio externo, en rigor el transformador es un cuerpo heterogéneo, que está lejos de tener una distribución uniforme de temperaturas. El calor producido por pérdidas en los materiales activos (núcleo magnético y devanados) y pérdidas adicionales, siempre presentes inicialmente, se acumula en las masas de los materiales del transformador, una vez alcanzado el estado de régimen debe ser totalmente disipado al ambiente en el que se encuentra la máquina a través de medios que transportan el calor; las partes en las que se producen pérdidas alcanzan, entonces,

cierta sobretemperatura (elevación de temperatura por encima de la temperatura de referencia, respecto del ambiente y del fluido de refrigeración. Para el análisis de la problemática del comportamiento térmico

durante la operación de los transformadores, es de importancia conocer el mismo desde el interior de la unidad, para ello, se recurre al diagrama térmico. Para la construcción de este diagrama, de utilidad para visualizar los valores de temperatura que se alcanzan en el transformador, se debe recurrir a varios datos que el diseñador ha determinado, en función de las especificaciones técnicas requeridas por el operador de la máquina. De no contar con estos datos se debe recurrir al ensayo de calentamiento de donde se obtendrán algunos de los valores como son las temperaturas del aceite A, B, C y D, además del valor de la temperatura media del bobinado Q. El valor P temperatura de punto caliente de bobinado y su factor H es el resultado del cálculo y es importante su determinación. El factor de punto caliente “H” (hot-spot) se encuentra entre 1.1 a 2.1 dependiendo del tamaño y de su impedancia de cortocircuito, 1,3 es un buen valor para transformadores medianos, este valor se obtiene del ensayo de calentamiento, y de los datos del diseño.

Diagrama térmico de temperaturas internas del transformador y el arrollamiento según IEC 60076-7

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EFICIENCIA ENERGÉTICA Ciclo de vida del transformador La capacidad de soportar esfuerzos mecánicos, dieléctricos y térmicos, de un transformador decrece con el tiempo en relación al envejecimiento del aislamiento. Un mecanismo típico de falla es el envejecimiento del sistema de aislamiento, provocando reducción en el esfuerzo mecánico del aislamiento del conductor. Este aislamiento se debilita hasta un punto donde puede presentar daño mecánico durante una falla y, consecuentemente, el movimiento de la bobina. Efectos de sobrecargas Sobrecargas que tienen lugar durante la operación, producen acortamiento de la vida útil de la máquina por la elevación de temperaturas que aceleran su envejecimiento. A continuación, se enumeran áreas de riesgo que se deben tomar en consideración cuando se carga grandes transformadores por encima del nivel de las especificaciones de placa. a) La creación y propagación de gas libre proveniente del aislamiento de las bobinas y de los conductores terminales o aislados calentados por la carga y por corrientes parásitas pueden poner en peligro la integridad dieléctrica; b) La operación a alta temperatura causará una diminución en la resistencia mecánica, tanto del aislamiento del conductor como de la estructura. Estos efectos son preocupantes durante los períodos de falla cuando los esfuerzos mecánicos alcanzan sus niveles más altos; c) La expansión térmica de conductores, materiales aislantes, o partes estructurales a altas temperaturas puede dar como resultado deformaciones permanentes que pueden contri-

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buir a ocasionar fallas mecánicas o dieléctricas; d) La presión acumulada en los bushing, para corrientes por encima del nivel especificado, pueden dar como resultado el filtrado o goteo en empaquetaduras, pérdida de aceite y, finalmente, una falla dieléctrica; e) Un incremento de la resistencia de contactos en los cambiadores de taps, da como resultado la acumulación de productos de la descomposición del aceite en una región de alta temperatura localizada en el punto de contacto cuando el cambiador de derivaciones es sobrecargado. En caso extremo, esto da como resultado una condición de embalamiento térmico con formación de arcos en los contactos y una formación violenta de gas; f) El equipo auxiliar interno dentro del transformador (reactores y transformadores de medida), pueden estar expuestos a los riesgos identificados anteriormente; g) Cuando la temperatura de la parte superior del aceite excede los 105ºC (elevación de 65ºC por encima de los 45 °C de temperatura ambiente), existe la posibilidad de que la expansión del aceite sea mayor que la capacidad contenedora del tanque y dar como resultado una presión que active el dispositivo de desahogo de presión expulsando al aceite. La pérdida de aceite puede crear problemas en el sistema de conservación de este fluido y exponer partes eléctricas durante el enfriamiento. Efectos de sobrecargas elevadas de corta duración Cargas elevadas de corto tiempo, según las condiciones de servicio, elevan o incrementan los riesgos. La duración permisible de esta sobrecarga debe

ser menor que la constante de tiempo del transformador, y depende de la temperatura previa a la sobrecarga, no debe superar la media hora. a) El mayor riesgo es la falla por reducción de la rigidez dieléctrica por presencia de burbujas de gas en zonas de elevado campo eléctrico (devanados y conexiones), en especial si se supera los 140°C de temperatura y contenido de humedad arriba de 2%. Esta temperatura disminuye con el aumento de la concentración de humedad; b) Burbujas de gas se producen en el aceite, en aislamiento sólido y en superficies de partes metálicas calentadas (no debe excederse de una temperatura 180° C para evitar riesgo de vaporización e incendio) por flujo de dispersión y que por super-saturación del aceite se forman en zonas de bajo campo eléctrico y se desplazan a zonas de mayor campo eléctrico; c) Deterioros temporales de las propiedades mecánicas a alta temperatura, reducen la capacidad de soportar cortos circuitos. Fallas en aisladores de taps, se producen al superarse los 140° C; d) La expansión del aceite produce sobreflujo en el tanque de expansión; e) La apertura de elevada corriente es peligrosa para el cambiador de taps. Los riesgos a corto plazo normalmente desaparecen después de reducir la carga a un nivel normal. Es preciso analizar el envejecimiento que ha tenido lugar durante todo el tiempo de sobrecarga y realizar una evaluación del envejecimiento acumulado durante el ciclo de carga, teniendo en cuenta el envejecimiento prematuro durante la sobrecarga.

Efectos de sobrecargas de larga duración Sobrecargas de larga duración son consideradas anormales y su ocurrencia se puede esperar. Pueden durar varias semanas o meses y llevan a envejecimiento del aislamiento.

La temperatura es el parámetro de control para determinar si una sobrecarga es admisible, por tal razón los tipos de sistemas de refrigeración tienen alta incidencia al determinar los límites de temperatura, grado y duración de sobrecarga de un transformador de potencia.

a) Deterioro o destrucción de las propiedades mecánicas de la aislación del conductor;

Video explosión de transformador

b) Otras partes de la aislación, en particular, las que soportan los esfuerzos axiales del block de bobinas, se deterioran a elevadas temperaturas;

Cuando el efecto del envejecimiento de un ciclo de carga o el efecto acumulativo de envejecimiento de un número de ciclos de carga es mayor que el efecto del envejecimiento de operación continua a la carga nominal en el mismo período de tiempo, el aislamiento se deteriora a un ritmo más rápido de lo normal. La tasa de deterioro es una función del tiempo y la temperatura y es comúnmente expresada como porcentaje de pérdida de la vida. Gráficos y tablas que muestran el porcentaje de pérdida de vida para las diversas combinaciones de tiempo y temperatura a constante se dan a continuación:

c) Las resistencias de contacto de los cambiadores de taps se deterioran a elevadas corrientes; d) Las juntas de los materiales del transformador se cristalizan con elevada temperatura. Los cálculos de envejecimiento relativos en porcentaje de pérdida de vida son basados en los riesgos que se asumen en tiempos largos.

https://youtu.be/glSwyvXnXPw

IEEE STANDARDS COLLECTION, Distribution, Power and Regulating Transformers

Calculation of the Remaining Lifetime of Power Transformers Paper Insulation, Bogdan Gorgan, 978-1-4673-1653-8/12/$31.00 ‘2012 IEEE.

IEEE STANDARDS COLLECTION, Distribution, Power and Regulating Transformers, 1994

Como observar, la posibilidad de falla aumenta a medida que aumentan los años del transformador, el cual a su vez aumenta por la sobrecarga del mismo. La sobrecarga de un transformador debe obedecer a una planificación que cuente con un estudio técnico económico.

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ENERGÍA

Costo de energía no servida ANTES DE COMENZAR A VER LAS IMPLICANCIAS QUE TIENE LA INTERRUPCIÓN DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO EN EL PAÍS, RESULTA FUNDAMENTAL ENTENDER EL CONCEPTO DE COSTO DE FALLA, SUS ALCANCES Y LAS FORMAS DE CALCULARLO.

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Para definir este concepto, se recurrirá en primera instancia a lo que dice la legislación vigente. Artículo 93, párrafo II: “Las Empresas Distribuidoras estarán obligadas a compensar a los Usuarios Regulados por la energía eléctrica no servida, conforme a las Normas Técnicas de Calidad de Servicio que para tales fines establezca la Superintendencia de Electricidad mediante resolución. Dicho Organismo fijará también mediante resolución, el monto a compensar a tales usuarios por concepto de la energía no servida, el cual, en ningún caso, será menor al ciento cincuenta por ciento (150%) del precio de la tarifa correspondiente. La determinación del Agente del MEM responsable de la Energía No Servida para realizar la compensación, estará a cargo de un Comité de Fallas dependiente del Organismo Coordinador. La Superintendencia de Electricidad establecerá la forma y condiciones en que se hará dicha compensación”. Art. 100: “La Superintendencia de Electricidad estará facultada para establecer por medio de Resolución, niveles de racionamiento de suministro de energía eléctrica por otras causas que no hayan sido previamente consideradas y que afecten de manera sensible el desenvolvimiento del SENI. Las Resoluciones que sean dictadas en virtud de lo estipulado en el presente Párrafo, no podrán contemplar niveles de racionamiento superiores al treinta por ciento (30%) de la demanda del SENI”. Artículo 101: “Si se produjese un déficit de generación eléctrica derivado de fallas prolongadas en unidades termoeléctricas o bien de sequías, la Superintendencia de Electricidad emitirá una resolución para regular el suministro de electricidad, aplicando medidas de racionamiento. En este caso, y en base al costo de desabastecimiento o de energía no servida establecido anualmente por la Superintendencia de Electricidad, los generadores compensarán a las Empresas Distribuidoras, y éstas a su vez, deberán traspasar dichas compensaciones a sus clientes, en el monto, forma y condiciones que señale el Reglamento y estén indicadas en dicha resolución. Las Empresas Distribuidoras deberán considerar esta eventualidad en sus contratos de compra de electricidad”. Los artículos 93, 157, 443 y 457 se refieren a la obligación de las empresas eléctricas con el cumplimiento de la calidad en el servicio y facultan a la SIE a actuar como ente regulador. De todos, la resolución Resolución SIE-066-2016-MEMI es la más reciente y la que se espera sea aplicada para el 2021. Reglamento Calidad Servicio Técnico para la prestación del Servicio Público de Distribución de Electricidad. Resolución SIE066-2016-MEMI

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Con este reglamento se completa y define lo relativo a la calidad del servicio técnico que deben prestar las distribuidoras a los usuarios. Se aplicará a todos los suministros de usuarios regulados y a todos los tipos de servicios que correspondan a peaje regulado. Su objetivo es establecer los siguientes puntos: • Los estándares o indicadores de Calidad de Servicio Técnico que deberán cumplir las Empresas Distribuidoras, en la prestación del Servicio Público de Distribución de Electricidad a los Usuarios. • La metodología para el cálculo de indicadores de Calidad de Servicio Técnico que deberán cumplir las Empresas Distribuidoras, las compensaciones que percibirán los usuarios por la violación a los estándares establecidos en dicho reglamento. • La metodología de cálculo y forma de aplicación de las compensaciones a favor de los Usuarios. • La gestión de datos y los procedimientos de remisión de la información a la SIE por parte de las Empresas Distribuidoras, para el seguimiento y control de indicadores establecidos en el Reglamento. En caso de que se violara alguno de los límites de los estándares antes descritos, la Empresa Distribuidora deberá calcular la ENS para la determinación de la compensación correspondiente. La Empresa responsable de compensar al usuario por la energía no servida es la Distribuidora, independientemente del origen de la interrupción. El OC deberá determinar quién es el agente responsable de cada falla, siendo éste quien responda ante la Distribuidora. En caso de que no se logre determinar el responsable, responderán a partes iguales los agentes involucrados incluyendo la Distribuidora. Cuando se aplique compensaciones en forma global, los usuarios recibirán una retribución proporcional a su energía consumida.

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De acuerdo a lo planteado por la normativa, la valorización de la ENS para compensar a los usuarios se hará de acuerdo a lo siguiente: • Cada Usuario afectado recibirá de parte de la Empresa Distribuidora una compensación proporcional a la energía no recibida en periodo semestral. • Se determinará la compensación adoptando un CENS equivalente al ciento cincuenta por ciento (150%) de la tarifa media de venta de la Empresa Distribuidora, calculada de acuerdo a la siguiente formula:

ENS=1.5 $TF/ETF [$/kWh] Compensación: USU = (ENSD + ENST + ENSG + ENSO ) x CENS donde, CENS: Costo de la Energía No Servida. $TF: Facturación Total de la Empresa Distribuidora en el período de control. ETF: Energía Total Facturada por la Empresa Distribuidora en el período de Control.

Dificultades para medir el costo de falla El suministro satisfactorio de energía eléctrica representa un valor varias veces superior al precio de la energía en razón de los perjuicios sociales y económicos que acarrea un racionamiento. El costo de falla constituye algo difícil de valorar dada la serie de factores que influyen en él. Las principales dificultades se plantean por las siguientes razones: •E n muchas aplicaciones la energía eléctrica produce un aumento en la calidad de vida, lo que la mayoría de las veces no puede considerarse como algo económicamente transable. •E n otras aplicaciones, en las cuales el producto es un bien transable, no existe una relación rígida entre el empleo de la electricidad y la producción final. •E l costo de falla varía ante la existencia o no de selectividad en la restricción, o si ésta afecta a todos los consumidores por igual o no. •E l valor del costo de falla puede variar en forma importante dependiendo de factores como: o La magnitud de la falla. o La duración de la interrupción. o El tipo de usuario afectado. o La frecuencia de las interrupciones. o El nivel de tensión del afectado. o La hora, día, estación en que ocurre la falla. Por lo antes descrito resulta claro lo complejo que es estimar el costo de falla. Propuesta de estimación del costo de la ENS en R.D .

Para hacer la evaluación del costo de la Energía No Servida de los usuarios regulados dominicanos se seleccionó el método de Estimación a través de Costos de Respaldo. Las principales razones por las que se optó por esta metodología son las siguientes: 1. Este es el método que más se aproxima a la definición del CENS dada en la Ley

General de Electricidad en su artículo 2 como se presenta en la sección 2.4. 2. Según el IX Censo Nacional de Población y Vivienda 2010 en República Dominicana existían para esa fecha un total de dos millones 671 mil 979 (2, 671,979.00) hogares de los cuales el noventa y cinco punto seis por ciento (95.6%) utiliza energía eléctrica proveniente del tendido público; dentro de este grupo el 24 por ciento (24%) usa inversores como fuente de respaldo y

el cuatro punto dos por ciento (4.2%) utiliza generadores eléctricos a base de combustibles fósiles con el mismo fin. 3. Los consumidores asumen como normal el uso de alternativas de respaldo para enfrentar las interrupciones en el servicio en su mayor parte causada por la gestión de demanda realizada por las distribuidoras. Esto justifica aún más la elección del método indicado.

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El modelo desarrollado no considera algunas externalidades como las ambientales debido al incremento de emisiones de gases contaminantes por uso de equipos de respaldo, o las pérdidas económicas asociadas a las interrupciones aun teniendo el usuario un equipo de respaldo. Presentación del modelo para el cálculo del costo de respaldo El modelo desarrollado calcula cuánto dinero le cuesta a un usuario tener que acudir a un equipo o sistema de respaldo para compensar el déficit de energía eléctrica durante una interrupción, este monto es el resultado de la evaluación de todo el sistema y sus costos asociados, incluida la instalación, operación y mantenimiento, durante un tiempo de vida útil de 10 años, éste es un periodo típico en los pequeños generadores e inversores, se consideran los recambios de las partes y baterías conforme a la vida útil de estos equipos. La anualidad de la inversión total más los costos de operación y mantenimiento (O&M) se dividen por toda la energía suministrada por el equipo en un año, obteniéndose de este modo el costo medio en unidades monetarias por kilovatio-hora ($/kWh). El modelo económico evalúa los siguientes costos: • Costo del sistema completo instalado • Costo equivalente de las pérdidas incurridas por su operación

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• Costo de mantenimiento del sistema • Costo por reemplazo de las baterías El CENS será igual al Costo de respaldo y se calcula como la suma del Costo Medio del sistema y la tarifa eléctrica del usuario. Esta investigación arrojó los siguientes resultados Sobre la regulación • La regulación sobre el costo de la energía no servida (CENS) en República Dominicana, es decir la LGE y la Resolu-

ción SIE-066-2016-MEMI, es ambigua y genera confusiones. • El CENS establecido por la resolución SIE-066-2016-MEMI es menor que el mínimo exigido por la ley general de electricidad. Esto implica que esta resolución es violatoria de la ley. • La gestión de la Demanda por parte de las EDES no está sustentada bajo la regulación del sector y tiene la mayor incidencia la cantidad de energía no servida, y el costo de ésta, para los usuarios regulados; es decir, la gestión de la demanda aumenta el tiempo de interrupción por usuario, esto provoca que

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se reduzca el costo medio de los equipos de respaldo. Sobre la propuesta de Cálculo del Costo de la Energía No Servida (CENS) • Los Costos de la Energía No Servida para usuarios regulados calculados por sector en DOP/kWh (USD/kWh) son los siguientes: Sector Residencial 32.67 (0.70), sector comercial 35.27 (0.75) y Sector Industrial 18.77 (0.40). El sector Comercial definido en este párrafo sólo considera a los usuarios comerciales con demanda de potencia hasta 10 kW y conectados a baja tensión; los demás fueron evaluados en el renglón Industrial. Estos costos están fundamentados en un tiempo diario de interrupción de 3.73 horas. • El resultado del CENS para el sector industrial es menor que los resultados para los sectores residencial y comercial debido a que el costo de producción de energía (costo medio) para generadores mayores es más reducido que los generadores pequeños y los inversores. • El CENS se incrementa a medida que se reduce el tiempo de interrupción. • Para los usuarios con inversor como equipo de respaldo, el CENS se incrementa con el aumento del precio de la tarifa de electricidad. • Para los usuarios con generador como

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equipo de respaldo, el CENS esafectado principalmente por el costo del combustible. Por esta razón, el precio determinado en la propuesta debe ser indexado con el costo de combustible al momento de la aplicación. • Los usuarios residenciales con inversor como equipo de respaldo tienen pérdidas anuales asociadas a la ineficiencia del equipo de entre DOP 3,853.00 y DOP 20,862.00 (USD 81.98 – USD 443.87). • Los usuarios comerciales con inversor como equipo de respaldo tienen pérdidas anuales asociadas a la ineficiencia del equipo de entre DOP 5,035.00 y DOP 21,059.00 (USD 107.11 – USD 448.06). • Los valores del CENS calculados no toman en cuenta todas las externalidades provocadas por las interrupciones, en caso de valorizar otras externalidades el CENS alcanzará valores más altos que los presentados en este trabajo. • Cuando se elimine la gestión de la demanda en el sistema eléctrico de la República Dominicana, las horas de interrupciones se reducirán sustancialmente. Las tablas 31 y 37 evalúan diversos escenarios del costo de respaldo para un inversor y un generador respectivamente, estos dos equipos son la base de la estimación del costo de la ENS en este estudio, en ambos

casos la reducción en las horas de interrupciones significa un aumento importante del costo medio de los equipos de respaldo y, por tanto, un aumento en el CENS. • Con la eliminación de la gestión de demanda el costo de la energía no servida alcanzará valores muy superiores a los montos presentados en este trabajo; no obstante, la metodología sigue siendo adecuada porque su formulación incluye las horas de gestión de demanda. Esta investigación dio varias recomendaciones, entre ellas: • La Resolución SIE-066-2016-MEMI debe fundamentarse en un estudio que calcule el CENS en República Dominicana. • Los usuarios deben ser informados de todas las interrupciones en el servicio, se propone que esas informaciones sean incluidas en las facturas y publicadas en los portales de internet de las instituciones correspondiente. • La resolución SIE-066-2016-MEMI plantea que sean las Distribuidoras quienes lleven el control de los indicadores. Se propone que debe haber una entidad dependiente, perteneciente a la SIE, que coordine todo lo relativo a la aplicación de esta resolución.

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