PRINCIPIOS DE LA RED DEL SIGLO XXI

La electricidad se ha entrelazado y arraigado tanto en cada actividad y proceso económico que se ha vuelto esencial en nuestra sociedad. Actúa como la infraestructura subyacente para una amplia gama de productos y servicios que constituyen la base de la vida cotidiana y el principal motor de nuestra productividad económica. Somos efectivamente criaturas de esta red, y el sol, alguna vez dios que gobernaba nuestras rutinas, ahora observa desde arriba cómo la humanidad doma la noche (ver figura 1) [1].

Figura 1 – Mapa de Luces Nocturnas de Poblaciones Humanas Fuente: Visual Capitalist (2018)

La red eléctrica se ha convertido en un ser viviente. No obstante, el hecho de que podamos alimentar esta inmensa maquinaria para suministrar electricidad a un costo razonable al 89% de la población mundial [2], es simplemente una característica maravillosa de nuestro ingenio y capacidad de organización. Esta hazaña, lograda al fusionar políticas sociales y económicas complejas, ha promovido la electrificación como una estrategia nacional de desarrollo en todo el mundo, acelerando un proceso de interdependencia.  Esto, a su vez, ha creado vulnerabilidades que no son evidentes hasta que un virus detiene la economía global o los imperios deciden jugar a la geopolítica, rompiendo las cadenas esenciales de suministro. Lo que sí es evidente es que nuestra huella e íntima interrelación ahora es visible desde el espacio. Pero ¿qué verdades nos revela?

Figura 2 – Luces nocturnas de centros urbanos en la Hispaniola Fuente: NightEarth (NASA)  [3]

UNA ISLA EN EL OJO DE LA TORMENTA

Los recientes cortes de energía severos causados por eventos climáticos cada vez más frecuentes han puesto de relieve la urgencia de mejorar la resiliencia de la infraestructura energética global (ver Figura 3). Estos eventos sirven como claros recordatorios de los importantes riesgos y deficiencias de los sistemas eléctricos actuales [4]. 

Figura 3 – Trayectoria de huracanes según su intensidad (1842-2020) Fuente: Analyze Patterns of Global Hurricane Data (ESRI) [5]

Este desafío se ve agravado aún más al considerar el riesgo inherente de aislamiento geográfico al que se enfrenta cualquier nación insular, como es el caso de la República Dominicana, que comparte el Sistema-Isla Hispaniola con la República de Haití, un estado inmerso en una situación de inestabilidad social, crisis económica y catástrofe ecológica sin precedentes [6]. En la misma isla, dos universos paralelos (Ver Figura 4).

Figura 4 – Comparación socioeconómica de República Dominica y Haití Fuente: Elaboración propia con datos de la Oficina Nacional de Estadística (ONE)

Al explorar el impacto de los desastres naturales en República Dominicana en las últimas décadas, se evidencian las importantes pérdidas económicas que suponen fenómenos como el huracán David y Federico en 1979, donde las pérdidas alcanzaron el 16% del Producto Interno Bruto (PIB), y el huracán Georges en 1998, con un impacto del 14% del PIB [7] (Ver Figura 5). No obstante, estas cifras son minúsculas comparadas con los 14 billones de dólares que le ha costado a la economía haitiana los desastres naturales solo desde el año 2010. Dos realidades distintas, casi en la misma latitud y longitud.  

Figura 5 – Impacto económico de los Desastres Naturales como % del PIB en República Dominicana Fuente: Ministerio de Economía, Planificación y Desarrollo (MEPyD, 2023)

El fortalecimiento de la seguridad y resiliencia de la infraestructura crítica a nivel nacional depende de la capacidad los actores del sistema político, de los planificadores y de los operadores, tanto públicos como privados, para tomar decisiones informadas y encontrar soluciones frente a la evolución de estos riesgos y amenazas. Si bien no hay solución dominicana al problema haitiano, no es posible estar ajenos a su realidad,  y a las lecciones que se pueden internalizar al explorar la catástrofe humanitaria resultante de los embates de la madre naturaleza. 

UNA VENTANA DE OPORTUNIDAD

En todo el globo se está repensando el modelo heredado del siglo XX de distribución energética centralizada. Una confluencia de avances tecnológicos, combinada con una mayor potencia computacional (aprendizaje de maquina e inteligencia artificial), el aumento de recursos energéticos distribuidos rentables (generación solar, almacenamiento de energía, cargas flexible, ) y una explosión de novedosas soluciones de Tecnología de la Información (Internet de las cosas (IoT)) están permitiendo repensar completamente la forma en que debe funcionar la red del siglo XXI y, por lo tanto, avanzar hacia la imperativa Transición Energética cuyos principios fundamentales se recogen en las 3Ds: Descarbonización,  Descentralización y Digitalización (Ver Figura 6). 

Figura 6 – Las 3D´s de la transición energética – descarbonización, digitalización y descentralización Fuente: Elaboración propia

En el centro de esta visión se encuentran las microrredes, que sin duda desempeñarán un papel importante en el futuro de la resiliencia de los sistemas energéticos del mundo. Sin embargo, estas tecnologías y sistemas enfrentan altas barreras regulatorias ligadas al legado del modelo del siglo XX, por lo que es posible que las políticas y regulaciones energéticas contemporáneas no tengan en cuenta plenamente estos sistemas o no se adapten a ellos [8]. 

En la primera entrega de esta serie, titulada ‘Reimaginando y Fortaleciendo la Infraestructura Energética de la República Dominicana: Microrredes Frente a Eventos Catastróficos (1/2) [9], se exploraron las vulnerabilidades de la infraestructura energética, y se argumentó que para estar preparado para la realidad que supone cambio climático, el Estado dominicano debería priorizar una visión hacia la resiliencia en infraestructura. En esta ocasión, se plantean algunas consideraciones que pueden servir como guía hacia esos objetivos.

La realidad es que no se puede construir una sociedad moderna sobre una infraestructura en decadencia o en obsolescencia programada. Aquellas naciones que no inviertan en la 4ta Revolución Industrial están destinadas a convertirse en los “países en desarrollo” del futuro. La historia no miente, miren los datos [10]. En 1996, el Producto Interno Bruto (PIB) per cápita entre los países abanderados de la 3ra revolución industrial era de 25,870 dólares, mientras que en los países menos desarrollados era sólo de 1,183 dólares. La variable subyacente en la que se basan estas distinciones es económica, en otros casos es política, pero el patrón se mantiene. 

CONSIDERACIONES PARA EL SECTOR ENERGÉTICO DOMINICANO

Estas consideraciones están dirigidas a el sector energético dominicano: Ministerio de Energía y Minas (MEM-RD), Comisión Nacional de Energía (CNE), las Distribuidoras (EDEs), la Superintendencia de Electricidad (SIE), la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), Organismo Coordinador (OC) y el Ministerio de Economía, Planificación y Desarrollo (MEPyD). Fueron publicadas por el grupo de investigación en Resiliencia Energética y Microrredes de la PUCMM al concluir el proyecto de investigación Análisis de Resiliencia para el Desarrollo de Arquitectura de Microrredes frente a Eventos Climáticos en los Sistemas Eléctricos de República Dominicana [11], en el marco del programa Parternship for Enhanced Engagement in Research (PEER) [12], y cuyos resultados fueron publicados a final del 2023 para miembros del sector [13].

• INCLUIR MARCOS REGULATORIOS DE MICRORREDES EN LAS ACTUALIZACIONES DEL PLAN NACIONAL DE ENERGÍA (2022-2036)

La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó recientemente el Plan Nacional de Energía (2022-2036). El objetivo del plan es presentar la condición actual del sector energético dominicano, al tiempo que se perfila su desarrollo futuro, a partir de la visión de políticas energéticas provenientes tanto del sector público como del privado, en pro de un sistema energético óptimo a nivel técnico, y sobre todo económico [14]. 

Dentro del plan se puede leer cómo funcionarios energéticos de la isla han identificado la necesidad de “establecer esquemas de monitoreo constante de tecnologías emergentes, como el almacenamiento en baterías, que permitan una mayor incorporación de plantas eólicas y solares”. De hecho, meses después de su publicación, la CNE hizo público a través de su portal de transparencia un estudio sobre la Integración de Energías Renovables Variables y Sistemas Energéticos de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) [15], y resoluciones [16] que declaran estas como una necesidad inmediata con el fin de anticipar la penetración masiva de recursos energéticos variables, y con el objetivo de mantener el adecuado funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).Consideraciones:

Revisión regulatoria:

• Estudiar los marcos regulatorios en torno al desarrollo de microrredes en todo el mundo, analizando estudios de casos de éxito y desafíos que enfrentan otros países en la implementación y regulación de microrredes (Ver Figura 7).

Fomentar asociaciones de investigación y desarrollo:

• Establecer asociaciones entre el gobierno y las instituciones de investigación para iniciativas conjuntas de I+D sobre resiliencia energética. Esto aprovechará las fortalezas de cada sector y acelerará la innovación.

Figura7 – Regulación sobre Desarrollo de Microrredes en Puerto Rico Fuente: Comisión de Energía de Puerto Rico[17]

• REALIZAR ESTUDIOS SOBRE LA INTEGRACIÓN DE SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA CON BATERÍAS ACOPLADAS EN CA (BESS) PARA PROPORCIONAR SERVICIOS AUXILIARES A LA RED

Para obtener el máximo beneficio del almacenamiento de energía a gran escala, es necesario contar con BESS que pueda proporcionar servicios auxiliares a la red. El estudio de la integración de BESS en diferentes puntos del SENI arrojaría luz sobre la importancia y oportunidad que el uso de estos sistemas puede fomentar para mejorar la resiliencia de la red, evitar la famosa curva del pato y ayudar a allanar el camino hacia una mayor integración de energías renovables (Ver Figura 8).

Figura 8 – Curva de pato en República Dominicana Fuente: Evolución Energías Renovables en la República Dominicana – Almacenamiento como soluciones para altas cuotas Renovables (Bello, 2023) [18]

Según pronósticos de la firma de investigación de mercado BloombergNEF (BNEF), se prevé que las instalaciones de almacenamiento de energía en todo el mundo alcancen los 411 gigavatios acumulados (o 1.194 gigavatios-hora) para finales de 2030. Eso es 15 veces los 27 GW/56 GWh de almacenamiento que se tenían en línea a finales de 2021 (Ver Figura 9) [19]

Figura 9 – Acumulado de BESS 2015-2030 Fuente: Bloomberg NEF (2022)

Debido a las muy diferentes dinámicas, características de rendimiento y tiempos de esos servicios, la evolución del mercado está impulsada por una amplia gama de distintas tecnologías de almacenamiento. Algunos servicios requerirán alta potencia durante períodos cortos (regulación de frecuencia), mientras que otros requerirán energía durante períodos más largos (reforzamiento de capacidad). Estas caracterosticas implican diferentes ciclos de carga/descarga. En algunos casos, los ciclos uniformes serán el estándar (arbitraje de potencia), mientras que en otros patrones variables podrían ser la norma (soporte de voltaje). Por lo tanto, es probable que florezca un grupo diverso de tecnologías de almacenamiento (Ver Figura 10) [20]. 

Figura 10– Comparación de potencia nominal, contenido de energía y tiempo de descarga de diferentes tecnologías de almacenamiento de energía. Fuente: International Electrotechnical Commission (IEC, 2011)

Consideraciones

Neutralidad tecnológica en las políticas:

• Enmarcar las políticas de manera que sean neutrales respecto de tecnologías específicas.
• Garantizar que los subsidios, incentivos o mecanismos de apoyo no estén sesgados hacia una tecnología específica, sino que promuevan los resultados deseados. 

Evaluación y Benchmarking:

• Establecer un mecanismo de evaluación tecnológicamente neutral para comparar diferentes soluciones BESS en función del rendimiento, la seguridad, el impacto ambiental y el costo. Esto puede guiar las adquisiciones futuras y garantizar que las mejores tecnologías se elijan en función del mérito. 

Marco regulatorio:

• Políticas Regulatorias Claras: Definir estructuras regulatorias y tarifarias claras para la prestación de servicios auxiliares. Esto incentivará a los inversores y a las partes interesadas. 
• INVERTIR EN DIGITALIZACIÓN Y LA APLICACIÓN DE ALGORITMOS DE APRENDIZAJE AUTOMÁTICO (ML) PARA EL ANÁLISIS MASIVO DE DATOS DEL BALANCE ENERGÉTICO A PARTIR DE MEDIDORES DE ÁREA (TOTALIZADORES) PARA REDUCIR LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA

A pesar de las inversiones realizadas para mejorar el desempeño del sector eléctrico, los niveles de pérdidas en la República Dominicana se han mantenido por encima de los estándares de referencia internacionales durante varias décadas [21]. Según datos de la Superintendencia de Electricidad (SIE), las pérdidas de electricidad en el sector de distribución (alrededor del 39,2% en 2023) (ver Figura 11) son, en promedio, mayores que en el grupo de países de bajos ingresos y comparables a los niveles presentados en Estados Unidos. de América en 1929. 

Figura 11 – Pérdidas totales de energía del sector distribución en RD (2022). Fuente: Elaborada con datos del informe de desempeño del sector (marzo 2023), Ministerio de Energía y Minas (MEM-RD)

Como referencia, las pérdidas de electricidad en los países de altos ingresos de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) han fluctuado en promedio entre el 6% y el 8% y son principalmente de carácter técnico, resultado del transporte de energía en sistemas relativamente eficientes [22].

Figura 12 – Mapa de pérdidas de energía por provincia y distribuidora. Fuente: Plan Integral de Reducción de Pérdidas 2022-2026

Los datos históricos revelan que la mayoría de las pérdidas de electricidad se originan en circuitos informales, en los cuales históricamente no se ha llevado a cabo la identificación de los clientes, instalación de medidores y la normalización del consumo no autorizado. Menos de una cuarta parte del total de las pérdidas surge de circuitos rehabilitados que cuentan con un servicio de electricidad ininterrumpido durante las 24 horas. Este hallazgo indica la existencia de dos elementos específicos en el problema de las pérdidas de electricidad: (1) el fraude relativamente sofisticado y la corrupción en las áreas acomodadas (circuitos A y B), en donde se observa una calidad de servicio adecuada; y (2) el fraude oportunista y la falta de pago en las zonas más desfavorecidas que cuentan con redes informales (circuitos C y D), donde la calidad del servicio eléctrico es deficiente [23].

Consideraciones:

• Invertir en tecnología y ciencia de datos: gestionar la pérdida de energía a través de ciencia de datos provenientes de un sistema de balance energético que utiliza micromediciones y telemetría para administrar, analizar, gestionar y monitorear el control de pérdida de energía en las unidades de gestión básicas de las distribuidoras, como los transformadores, en un Red de Área Amplia (WAN por sus siglas en inglés) integrada. Esto puede ser optimizado a través de herramientas basadas en las metodologías de machine learning para facilitar la detección de robo eléctrico, como se ha demostrado en otros países de Latinoamérica. [24].
• Trabajar en la Asociación (cliente – transformador – circuito) en Sistemas de Información Geográfica (SIG): La falta de mantenimiento de la asociación de circuitos de campo de suministros (clientes), afecta actualmente todos los datos de las herramientas de inteligencia adquiridas para el seguimiento y control de pérdidas.
• INCORPORAR SOFTWARE DE MODELADO Y SIMULACIÓN EN LA PLANIFICACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN

Abordar el déficit de digitalización, particularmente en el uso de software de modelado y simulación para la planificación de la distribución, es crucial para las empresas distribuidoras de energía en la era de los datos. Para ponerse al día con la curva de digitalización, las empresas distribuidoras en la República Dominicana deben adoptar una estrategia integral sobre herramientas de software modernas, actualizaciones de infraestructura y desarrollo continuo de habilidades.

Para evaluar y estudiar el impacto de la Generación Distribuida (GD), y el diseño de Arquitectura de Microrredes en las redes de Media Tensión (MT) y Baja Tensión (BT), es necesario disponer de herramientas avanzadas de simulación y modelos detallados de la Red de Distribución y sus componentes. Para hacer que estas simulaciones sean más accesibles, las empresas de servicios públicos y los laboratorios de investigación de todo el mundo utilizan con frecuencia herramientas de software de código abierto como OpenDSS (Open Distribution System Simulator) (Ver Figura 13) [25]. 

Consideraciones:

• Adoptar soluciones de software que atiendan específicamente al modelado y simulación de la integración de fuentes de energía renovables en los circuitos de distribución. Programas como OpenDSS, GridLABD o PSS®SINCAL son herramientas valiosas en este ámbito.
• Integrar Simulaciones de Hardware-in-the-loop (HIL) para estudios de red. La integración de simulaciones de Hardware-in-the-Loop (PHIL) puede ser crucial para las empresas de distribución de energía, especialmente cuando buscan modernizar e incorporar nuevas tecnologías y sistemas. Las simulaciones HIL permiten probar y validar hardware en un entorno de simulación en tiempo real, lo que garantiza que los nuevos dispositivos y sistemas se integren de manera efectiva en la infraestructura existente [26]. 
• Hay que asegurar de que el software elegido sea escalable y pueda adaptarse a la creciente complejidad de la red con una mayor penetración de energías renovables.

EDENORTE (y otras EDES) puede aprovechar el conocimiento existente derivado de la colaboración cercana en el Modelado y Simulación de Redes de Distribución con Alta Penetración Renovable en Software Abierto: QGIS y OpenDSS [27], y de proyectos que ya han utilizado estos datos como el Estudio de Impacto de Movilidad Eléctrica en las Redes de Distribución de República Dominicana [28] realizado por el Laboratorio de Investigación (EPER) de la Universidad de Costa Rica en el marco de la Cooperación Triangular entre Costa Rica, Alemania y República Dominicana en el Proyecto de Transición Energética [29]. Para darle continuidad a estos estudios se debe invertir en capacitación y desarrollo del personal del Departamento de Estudios de Redes. El Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI), quien mantiene OpenDSS, tiene horas de desarrollo profesional que pueden ser una gran inversión a largo plazo para desarrollar estas habilidades [30]

Figura 13 – Proceso de extracción y traducción de datos de la red de distribución de EDENORTE (VOLG101) para el plugin QGIS2OpenDSS. Fuente: Grupo de Investigación en Resiliencia Energética y Microrredes (PUCMM))  [27]

• GEOREFERENCIACIÓN E INTEGRACIÓN DE SISTEMAS GEOGRAFICOS DE INFORMACIÓN (SIG) PARA MEJORAR EFICIENCIA EN OPERACIONES

La topología de la red de EDENORTE (incluidas subestaciones, líneas de transmisión, transformadores y otros activos) se mantiene bien mediante SIG. Sin embargo, los mapas base subyacentes no están georreferenciados, lo que dificulta la capacidad de integrar estos datos en otros servicios.

Consideraciones:

Georreferenciar mapas base existentes:

• Georreferenciar mapas base existentes utilizando sistemas de coordenadas conocidos. Este proceso implica vincular puntos en el mapa digital con coordenadas geográficas conocidas del mundo real.

Integrar con servicios externos:

• Una vez georreferenciado, explorar oportunidades para integrar los datos GIS con otros servicios externos, como la Gestión de Manejo de Vegetación y Mantenimiento de Redes de Distribución. Esto puede mejorar los procesos de toma de decisiones y la eficiencia operativa.

Al implementar y aprovechar eficazmente los SIG para el manejo de la vegetación, EDENORTE y otras empresas de distribución de energía en la República Dominicana pueden mejorar la confiabilidad de la red, mejorar la eficiencia operativa y garantizar la seguridad tanto de su infraestructura como de las comunidades a las que sirven.

Actualmente existe una Prueba de Concepto (POC) de un SIG para el manejo de vegetación e identificación de infraestructura no estándar, que se desarrolla en el marco de la Plataforma de Datos Abiertos (PDA) para Análisis Espacial de Energía y Resiliencia Comunitaria de la PUCMM. El proyecto implica mapear y clasificar los árboles cercanos a la infraestructura energética, así como la infraestructura que está fuera de la norma (Ver Figura 14).

Proximidad de la vegetación y tasa de crecimiento:

• Los árboles y la vegetación que crecen cerca de líneas eléctricas y otras infraestructuras pueden provocar cortes de energía, incendios o riesgos para la seguridad. Es fundamental monitorear y gestionar esta vegetación para evitar interrupciones y daños.

Desafíos de infraestructura no estándar:

La infraestructura que no se ajusta a los estándares establecidos puede plantear riesgos de confiabilidad y seguridad. Es posible que no funcione de manera óptima bajo estrés y, en algunos casos, podría ser más susceptible a sufrir daños o fallas.

Figura 14 – GIS para manejo de vegetación e identificación de infraestructura fuera de norma. Fuente: Grupo de Investigación en Resiliencia Energética y Microrredes (PUCMM)

• OPERACIÓN EN ISLA DEL SISTEMA ELECTRICO NACINOAL INTERNCONECTADO (SENI)

En 2020, el OC publicó un informe de Operación Isla del SENI, para la Superintendencia de Electricidad y los Agentes del Ministerio de Energías y Minas (MEM-RD), con el objetivo de analizar el funcionamiento aislado de cada una de las áreas del SENI, en función de la potencial ocurrencia de un fenómeno atmosférico, y con el objetivo de evaluar, por ejemplo, escenarios de restauración parcial del sistema/inicio en negro [31] (Ver Figura 15). 

Hallazgos principales

• La demanda de la zona Sur, Este y Norte se satisface en su totalidad mediante la generación instalada en dicha zona. Bajo los escenarios simulados, en estado estacionario, de forma aislada, sin contingencias, la operación isla es segura.
• Una de las principales recomendaciones del estudio es evitar el despacho de unidades de generación renovable (tecnologías solares o eólicas), debido al limitado control sobre el despacho de este tipo de tecnologías.

Figura 15– Interconexión de Diferentes Áreas del Sistemas Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) Fuente: Organismo Coordinador (2020)

Consideraciones:

• Repetir el estudio considerando el escenario hipotético de tener BESS con sistemas acoplados a CA, que permitan servicios auxiliares de dichos sistemas.
• Repetir el estudio considerando el escenario hipotético de tener BESS autónomos en subestaciones críticas, aquellas que unen dos o más líneas de transmisión, a través de interruptores de potencia que conectan o desconectan las redes en condiciones de falla o mantenimiento, por ejemplo:

Tabla 1 – Subestaciones Críticas en el SENI – Fuente: Plan Nacional de Desarrollo de Infraestructura Energéticas Críticas (VSEI, 2021) [32]

Los escenarios podrían aprovechar el estudio existente realizado por la CNE, donde subestaciones de la Empresa Dominicana de Transmisión Eléctrica (ETED) con una capacidad de 300 MW/1200MWh, se agregaron al SENI de manera escalonada, con capacidades de 50, 100 y 150 en los años 2023, 2024 y 2025 y con una duración de cuatro (4) horas [15].

• EVOLUCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ELECTRICA DOMINICANO 

El sistema de transmisión está caracterizado por cuatro áreas eléctricas interconectadas entre sí por medio de enlaces a 69 kV 138 kV, 345 kV y 230 kV y operadas por el Centro de Control de Energía. La topología de red actual es débilmente mallada, con la existencia de anillos dentro de las áreas. Los anillos a 138 kV son operados de forma mallada, mientras que algunas de las configuraciones malladas en la red 69 kV son operadas de forma radial (Ver Figura 16) [33].

Figura 16 – Zonas Eléctricas e Interconexiones Fuente: Plan de Expansión: Sistema de Transmisión Eléctrica (2021-2035)

La red de 138 kV conecta, a través de las subestaciones: Palamara – Bonao II – Canabacoa y Julio Sauri-Piedra Blanca, Julio Sauri-El Naranjo, los dos principales centros de consumo de Santo Domingo y Santiago.

La demanda del SENI se concentra en el gran Santo Domingo (Santo Domingo Este, Norte y Oeste) y el Distrito Nacional con un 47%. La Zona Norte acumula el 33% de la demanda (Santiago, La Vega y Puerto Plata), distribuyéndose el 20% restante en las regiones Este y Sur (Ver Figura 17).

Figura 17 – Demanda Regional de Energía en República Dominicana. Fuente: La Seguridad Energética, una Estrategia para el Desarrollo Sostenido del SENI (2021) 

Tomando en consideración las proyecciones de demanda y generación, el auge de las energías renovables no convencionales, las necesidades de construcción de nuevas subestaciones de distribución, compensaciones reactivas y obras de transmisión, la ETED publicó el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Eléctrica 2021-2035 (Ver Figura 18), de este plan se derivan varios proyectos de inversión, entre los que destaca:

• Ampliación del sistema a 345KV
• Soterramiento de las nuevas redes del gran Santo Domingo y reconfiguración de las redes existentes.
• Compensación de potencia reactiva
• Nuevas líneas de entrega desde las subestaciones principales, hacia Santo Domingo y Santiago.

Figura 18 – Expansión del Sistema de Transmisión 345KV – 2035-2050. Fuente: Plan de Expansión: Sistema de Transmisión Eléctrica (2021-2035)

Según el Plan de Ampliación de Transmisión (2021-2035), el presupuesto que necesita la ETED para ejecutar su ampliación en el corto y mediano plazo para mejorar la capacidad de transmisión de energía, independientemente de la fuente de origen, suma una inversión de alrededor de 800 MM USD hasta 2030.

La ETED no emitió objeciones entre 2020-2022 para la interconexión de 5.150 nuevos megavatios, de los cuales 3.562 corresponden a proyectos de energías renovables. De hecho, se encuentran en construcción 17 grandes plantas de energías renovables (septiembre de 2023). Mientras que otra decena de proyectos se encuentran en estudios de prospectiva para los próximos años.

Consideraciones:

• Desarrollar Asociaciones Público-Privadas: Priorizar estas alianzas para el diseño, construcción, mantenimiento y financiamiento de las necesidades de líneas y subestaciones de alta tensión cercanas a zonas de alto recurso eólico y solar.
• Actualizar las previsiones de penetración de renovables: Es necesario revisar y continuar los planes de expansión que contemplen y/o actualizar las previsiones de penetración de renovables propuestas por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) en 2016 para el país en los próximos 20 años[34].

Un mensaje final

Aquí me gustaría citar a Nassim Nicholas Taleb, autor de El Cisne Negro: “Esta idea de que para tomar una decisión es necesario centrarse en las consecuencias (que puedes conocer) en lugar de en la probabilidad (que no puedes conocer) es la idea central de incertidumbre”. La República Dominicana está en el constante ojo de la tormenta, ¿deberíamos comenzar a pensar más en la probabilidad que en las evidentes consecuencias?

Un poderoso huracán o terremoto es la forma de bancarrota de la naturaleza; cuando los vientos o temblores fuertes llegan, todos pagamos la deuda. 

El autor es investigador en Resiliencia Enérgetica y Microrredes Eléctricas (PUCMM) y Especialista en Energía (Energía Journal).

Contacto: Resiliencia Energética y Microrredes (PUCMM)| r.dejesus@ce.pucmm.edu.do
(PUCMM)| https://microgrid.pucmm.edu.do/ 

Energía Journal | energiajournalrd@gmail.com | Instagram: @energiajourna

REFERENCIAS

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• [2] W. IEA, IRENA, UNSD, WB, “The energy progress report,” IEA, IRENA, UNSD, WB, WHO (2019), Tracking SDG 7: The Energy Progress Report 2019, Washington DC, p. 176, 2019, [Online]. Available: www.worldbank.org
• [3] Jose Manuel Gómez, “Night Earth @ NASA.”
• [4] R. E. De Jesús-Grullón, “Vulnerabilities of the Dominican Republic’s Electric Networks & Catastrophic Risks to Grid Security.” [Online]. Available: https://microgrid.pucmm.edu.do/vulnerabilities-of-the-dominican-republics-electric-networks-and-catastrophic-risks-to-grid-security/
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• [8] W. Rickerson, K. Zitelman, and K. Jones, “Valuing Resilience for Microgrids: Challenges, Innovative Approaches, and State Needs,” 2022. [Online]. Available: https://www.naseo.org/data/sites/1/documents/publications/NARUC_Resilience_for_Microgrids_INTERACTIVE_021122.pdf
• [9] R. E. De Jesús-Grullón, “Reimaginando y fortaleciendo la infraestructura energética de RD: Microrredes frente a eventos catastróficos 1/2,” Santo Domingo, Dec. 12, 2023.
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• [13] EHPLUS, “Estudio evidencia necesidad de modernizar sistema eléctrico para enfrentar el cambio climático,” Santo Domingo, Nov. 28, 2023. Accessed: Jan. 11, 2024. [Online]. Available: https://ehplus.do/estudio-evidencia-necesidad-de-modernizar-sistema-electrico-para-enfrentar-el-cambio-climatico/
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• [18] A. Bello, “Evolución Energías Renovables en la República Dominicana Almacenamiento como soluciones para altas cuotas Renovables ,” in Colegio Dominicano de Ingenieros, Arquitectos y Agrimensores  (CODIA), AABI, 2024.
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• [25] R. E. De Jesús, “QGIS2OpenDSS_EDENORTE Repository – Microgrid Research PUCMM.” Santiago de los Caballeros, 2022. Accessed: May 22, 2023. [Online]. Available: https://github.com/MicrogridPUCMM/QGIS2OpenDSS_EDENORTE
• [26] R. Batista, “Hardware-in-the-Loop Simulation and its Impact on the Design of Power Systems.” Accessed: Jan. 16, 2024. [Online]. Available: https://microgrid.pucmm.edu.do/hardware-in-the-loop-simulations/
• [27] R. E. De Jesús, R. Batista Jorge, A. Espinal Serrata, J. Eladio Bueno, J. José Pichardo, and N. Francisco Guerrero, “Modeling and Simulation of Distribution Networks with High Renewable Penetration in Open-Source Software: QGIS and OpenDSS,” 2023, [Online]. Available: https://ssrn.com/abstract=4523911
• [28] Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH, “Impacto de la Movilidad Eléctrica en las Redes Eléctricas de la República Dominicana,” 2023. [Online]. Available: www.transicionenergetica.do
• [29] Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ), “Proyecto de Transición Energética de República Dominicana.” Accessed: Jan. 23, 2024. [Online]. Available: https://transicionenergetica.do/sobre-nosotros/
• [30] Electric Power Research Institute, “What is OpenDSS?” Accessed: Jan. 11, 2024. [Online]. Available: https://www.epri.com/pages/sa/opendss
• [31] Organismo Coordinador (OC), “Operación en Isla del SENI,” 2020. [Online]. Available: https://www.oc.org.do/DesktopModules/Bring2mind/DMX/API/Entries/Download?Command=Core_Download&EntryId=159365&language=es-ES&PortalId=0&TabId=188
• [32] Viceministerio de Seguridad Energetica y Infraestructura, “Plan Nacional Indicativo de Desarrollo de Infraestructuras Energéticas Críticas,” 2021. [Online]. Available: https://microgrid.pucmm.edu.do/wp-content/uploads/2022/10/PIEC_v20-12-2021.pdf
• [33] Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), “Plan de Expansión: Sistema de Transmisión Eléctrico 2021-2035,” Santo Domingo, 2020. [Online]. Available: https://eted.gov.do/transparencia/index.php/publicaciones-oficiales/file/38193-plan-de-expansin-2021-2035-eted1
• [34] IRENA, “Renewable Energy Prospects: Dominican Republic,” REmap 2030, no. November, 2016, Accessed: Oct. 02, 2023. [Online]. Available: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2016/IRENA_REmap_Dominican_Republic_report_2016.pdf