El Primer borrador del Plan Energético Nacional 2022 – 2036 publicado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) continuará bajo consulta pública hasta la primera semana de enero del 2022.
En el documento, la institución que se encarga de la gestión operativa de las políticas energéticas de República Dominicana, realiza 5 recomendaciones para implementar en el sector de generación eléctrica.
Mediante aquellas, recomienda alternativas para una mayor flexibilidad operativa, toma posición sobre el futuro de las centrales térmicas a gas, asegura que las centrales a carbón son opciones costosas, llama a considerar alternativas con sistemas de baterías y recomienda crear las condiciones para que continúen las inversiones en parques fotovoltaicos y eólicos.
Es así que la CNE sugiere acompañar a las energías renovables con almacenamiento en baterías y gas no sólo para flexibilidad operativa a instalaciones de energías renovables variables sino también para brindar un mayor soporte a la red, dando respuesta, por ejemplo, a necesidades del sistema en términos de regulación de frecuencia.
Ahora bien, si de centrales térmicas se trata, la CNE recomienda que, sólo si se exige su expansión, deberían ser turbinas de gas de alta eficiencia operando en ciclo combinado.
Y advierte: “Luego de que exista una infraestructura de gas natural más robusta y no sea necesario contemplar la instalación de una terminal de regasificación, el costo nivelado de electricidad para una central de este tipo podría estar por debajo de los 60 US$/MWh”.
Solo de requerirse en el corto plazo, recomienda optar por centrales con motores de combustión interna, operando con gas natural, con una turbina de vapor que aproveche sus gases de escape.
Pero, como medida de pronta implementación, identifica que “la normativa debe contemplar el reconocimiento de potencia firme para aquellos sistemas de almacenamiento de energía en baterías que puedan inyectar toda su potencia de manera sostenida durante las horas de demanda máxima, como mínimo.
Esto permitirá exigir a proyectos de ERNC sus propios sistemas de almacenamiento y otorgar una mayor flexibilidad operativa a estas instalaciones, además de que podrán brindar un mayor soporte a la red.
De acuerdo con las estimaciones realizadas, el impacto de reconocer la potencia firme de las baterías a una instalación renovable fotovoltaica reduce en un 18% el costo nivelado de electricidad”.
Menos carbón y más renovables
De su análisis se advierte que las tecnologías con el LCOE más competitivo en República Dominicana coincidirían con las más sostenibles con el medio ambiente.
Además de dejar expresa una valoración positiva de turbinas a gas de alta eficiencia operando en ciclo combinado por sobre otras alternativas térmicas, se destaca a las energías renovables no convencionales (ERNC).
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Mientras que, por un lado, señala que “las centrales a carbón son opciones costosas en comparación con las demás tecnologías convencionales” y sólo se debería optar por estas en caso de que logren contratos de suministro de largo plazo con un costo por MMBtu inferior que los del gas natural; por otro, para el caso de las centrales de ERNC recomienda crear las condiciones para que, de manera planificada, las inversiones en parques fotovoltaicos y eólicos en tierra continúen desarrollándose, asegurando que las energías renovables “son las tecnologías que presentan un LCOE más competitivo”.
Precios renovables de referencia 2021
En abril de este año, la Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó la Resolución CNE-AD-0008-2021. Allí, propuso y recomendó a la Superintendencia de Electricidad los valores de referencia anuales para retribuciones competitivas de instalaciones de generación de tecnologías fotovoltaica, eólica y minihidro en el Mercado Eléctrico Mayorista bajo el régimen especial previsto en la Ley 57- 07.
En lo que respecta a tecnología solar fotovoltaica, la CNE identificó cinco zonas para la instalación de proyectos, con un mínimo de 64 US/MWh para la zona Cibao Noreste, pero con rentabilidad no asegurada por el flujo de caja en el período de evaluación; siendo recomendable un mínimo de 71.9 US/MWh en la misma ubicación para un periódo de recuperación de 10 años con una tasa interna de retorno del 12%. En tanto que, como precio de referencia máximo en esta tecnología, se propuso además 118,12 US/MWh para las zonas de Higüamo y Metropolitana, siendo 6 años el periodo de recupero y 9% el TIR, en ambas ubicaciones.
Siguiendo con generación eólica, los valores recomendados resultaron más competitivos que en solar pero habrían sido calculados para proyectos a partir de la cinética del viento sólo en la zona Cibao Noreste con un factor de planta estimado del 46.3% y 44.3%. Estos tendrían un mínimo de 56.814 US/MWh en proyectos que no tendrían rentabilidad y un mínimo recomendable de 63 US/MWh con un periodo de recuperación de 10 años y un TIR entre 12% y 10.7%. Mientras que el máximo, sería de 87.9 US/MWh con un TIR del 12% y un periodo de recupero de 6 años.
Finalmente, en lo que respecta a minihidro, en la zona Cibao-Sur serían recomendables proyectos con un 60% de factor de producción a 46.67 US/MWh como mínimo (9% TIR, 9 años) y 54.3 US/MWh como máximo (12% TIR, 6 años).
